Nota Técnica Principal

Transcrição

SUPERINTENDÊNCIA DE
GESTÃO TARIFÁRIA
Nota Técnica nº 273/2015-SGT/ANEEL
Brasília, 16 de outubro de 2015
QUARTA REVISÃO TARIFÁRIA
PERIÓDICA
...................................... ......
Bandeirante Eletricidade e Serviços S/A.
BANDEIRANTE
FINAL
Agência Nacional de Energia Elétrica
Superintendência de Gestão Tarifária
SGAN 603 / Módulo “I” – 1º andar
CEP: 70830-030 – Brasília – DF
Tel: + 55 61 2192-8695
Fax: + 55 61 2192-8679
ÍNDICE
I. OBJETIVO .............................................................................................................................................Erro! Indicador não definido.
II. DOS FATOS ...................................................................................................................................................................................... 2
III. ANÁLISE ............................................................................................................................................................................................ 3
III.1. REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO .......................................................................................................................................... 6
III.2. RECEITA VERIFICADA ............................................................................................................................................................. 6
III.3. PARCELA B ................................................................................................................................................................................ 7
III.3.1. Custos Operacionais (CO) ....................................................................................................................................................... 7
III.3.2. Receitas Irrecuperáveis (RI) .................................................................................................................................................... 9
III.3.3. Remuneração do Capital (RC) e Quota de Reintegração Regulatória (QRR) ....................................................................... 10
III.3.4. Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI). ...................................................................................................... 14
III.3.5. Ajuste da Parcela B em função do Índice de Ajuste de Mercado e do Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade .. 16
III.3.6. OUTRAS RECEITAS (OR) .................................................................................................................................................... 18
III.4. PARCELA A .............................................................................................................................................................................. 20
III.4.1. Custos com Aquisição de Energia Elétrica (CE) .................................................................................................................... 20
III.4.2. Custos com Conexão e Uso dos Sistemas de Distribuição e/ou Transmissão (CT) ............................................................. 26
III.4.3. Encargos Setoriais (ES) ......................................................................................................................................................... 28
III.5 FATOR X ................................................................................................................................................................................... 30
III.6 COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS ....................................................................................................................... 33
Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT ............................................................................................................................... 38
Subvenção CDE – Descontos Tarifários ............................................................................................................................................... 39
III.7. RESULTADO DA REVISÃO ..................................................................................................................................................... 40
IV. CONCLUSÃO .............................................................................................................................................................................. 41
(Fls. 2 da Nota Técnica no 273/2015-SGT/ANEEL, de 16/10/2015).
Nota Técnica no 273 /2015–SGT/ANEEL
Em 16 de outubro de 2015.
Processo n.º 48500.006203/2014-17
Assunto: Quarta Revisão Tarifária Periódica da Bandeirante Energia S/A - Bandeirante..
I. DO OBJETIVO
1.
Submeter à Audiência Pública a proposta de redefinição da Parcela B e dos patamares
regulatórios de perdas técnicas e não técnicas para a Companhia de Eletricidade de Roraima – CERR.
II. DOS FATOS
2.
O Ministério de Minas e Energia prorrogou pelo prazo de 20 anos, contados a partir de 8 de julho
de 1995, a concessão para distribuição de energia elétrica da qual é titular a CERR e condicionou a eficácia da
prorrogação do prazo da concessão à assinatura do respectivo contrato com a ANEEL. Até o momento a CERR
não assinou o contrato de concessão.
3.
Em reuniões realizadas com a empresa, iniciadas em 2007, esta tem manifestado intenção de
formalizar contrato de concessão, tendo iniciado estudos com as diversas áreas relacionadas da ANEEL
conforme consta no processo 48100.001151/1997-99.
4.
Mesmo pendente de formalização do contrato de concessão, as tarifas da CERR vêm sendo
reajustadas anualmente, com amparo nos pareceres jurídicos nº 163/2006 e nº 354/2006-PF/ANEEL da
Procuradoria Federal na ANEEL, mediante aplicação de Índice de Reajuste Tarifário – IRT, conforme previsto
na cláusula sétima dos contratos de concessão de distribuição de energia.
5.
Segundo os pareceres, a realização dos reajustes se faz necessário para a manutenção do
equilíbrio econômico-financeiro da concessão, sem o qual estaria ameaçada a continuidade do serviço.
Enquanto que a realização de revisões depende do adequado disciplinamento das regras no contrato de
concessão.
6.
O último processo tarifário da CER foi realizado em 01 de novembro de 2014, quando a receita
da concessionária foi reajustada em 18,46%, representando um efeito médio percebido pelos consumidores de
54,06% em relação às tarifas vigentes em 2013.
7.
Pelo fato da CERR não possuir regras contratuais definidas em contrato, as tarifas nunca foram
reposicionadas mediante realização de revisão tarifária periódica. Em razão disso, o equilíbrio econômico* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL
Processo nº 48500.006203/2014-17
financeiro da concessão nunca foi redefinido, bem como nunca foram compartilhados os ganhos de
produtividade mediante aplicação do Fator X nos reajustes tarifários.
8.
Em 26 de novembro de 2012, por meio da Carta CERR/PR nº 995/2012, a CERR encaminhou a
ANEEL seu Plano de Contingência que relaciona as ações a serem implementadas visando à recuperação da
distribuidora. Ressalta-se que o referido plano é parte integrante do Protocolo de Intenções assinado entre a o
Governo do Estado do Amapá, Centrais Elétricas do Brasil S.A – ELETROBRAS e a CERR.
9.
Em 19 de setembro de 2014, o Diretor-relator no processo de reajuste tarifário da CERR em
2014, José Jurhosa Júnior, recebeu representantes da CERR em reunião onde foi solicitada a possibilidade de
se realizar uma revisão tarifária, com vistas, sobretudo, a se recompor os custos da Parcela B, nos mesmos
moldes em que ocorreu com a CEA em 2013, empresa que também não possuía contrato de concessão.
10.
Na 40ª Reunião Publica Ordinária da ANEEL, realizada no dia 29 de outubro de 2014, a diretoria
da ANEEL decidiu homologar o Reajuste Tarifário Anual de 2014 da CERR, além de determinar à SRE
elaboração de estudos, com o objetivo de restabelecer o equilíbrio econômico financeiro das tarifas desta
distribuidora.
11.
Por meio do Ofício nº 76/2015-SGT/ANEEL, de 09 de junho de 2015, foram solicitadas as
informações iniciais para subsidiar os estudos relativos à redefinição da Parcela B e os patamares regulatórios
de perdas técnicas e não técnicas, que foram encaminhadas pela CERR em 15 de julho de 2015.
III. ANÁLISE
12.
Na Revisão Tarifária Periódica – RTP as tarifas são reposicionadas levando-se em consideração
os novos padrões de produtividade exigidos para a concessionária ao longo do ciclo e as alterações na estrutura
de custos.
13.
No momento da RTP também são definidas as regras de aplicação do Fator X nos reajustes
tarifários. O Fator X tem como objetivo repassar aos consumidores os ganhos de produtividade obtidos pela
concessionária e os resultados da aplicação dos mecanismos de incentivos que foram estabelecidos pela
ANEEL nos processos tarifários.
14.
O percentual médio do reposicionamento tarifário é o resultado da razão entre a Receita
Requerida e a Receita Verificada, ambas calculadas tendo como referência o mercado dos 12 (doze) meses
imediatamente anteriores ao mês de aniversário da revisão tarifária.
15.
A Receita Requerida reflete os custos operacionais eficientes e a remuneração adequada dos
investimentos necessários para a prestação dos serviços dos serviços de distribuição de energia elétrica. O
cálculo da receita requerida também compreende a atualização de custos relacionados às atividades de
geração e transmissão e aos encargos setoriais.
16.
A Receita Verificada corresponde a receita que seria auferida caso não fossem alteradas as
tarifas vigentes praticadas pela concessionária até o momento da revisão tarifária. O resultado da razão entre
essas duas receitas corresponde o quanto que as tarifas devem variar em média.
17.
O cálculo do percentual médio do reposicionamento tarifário segue a seguinte fórmula:
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
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Processo nº 48500.006203/2014-17
RR
𝑅𝑇 = ( RV − 1) × 100
(1)
onde:
RT: Reposicionamento Tarifário Médio (%);
RR: Receita Requerida;e
RV: Receita Verificada.
2.
A Receita Requerida é dividida em duas parcelas: a primeira, denominada de Parcela A, envolve
custos relacionados à aquisição de energia elétrica para atendimento aos clientes, uso dos sistemas de
transmissão e encargos setoriais. Em geral, a distribuidora não tem gestão completa sobre esses itens de
custos, e em razão disso estes valores são repassados para os clientes da empresa.
3.
A segunda parcela, denominada de Parcela B, compreende as despesas com a prestação do
serviço de distribuição de energia. São custos inerentes da atividade de distribuição, que estão sujeitos ao
controle e influência das práticas gerenciais adotadas pela concessionária e, por definição, são repassados por
meio de valores regulatórios.
4.
Desse modo, a receita requerida da concessionária pode ser expressa da seguinte forma:
𝑹𝑹 = 𝑽𝑷𝑨 + 𝑽𝑷𝑩
(2)
onde:
RR: Receita requerida;
VPA: Valor da Parcela A;
VPB: Valor da Parcela B;
5.
No que se refere aos custos de Parcela B, são dois os custos que compõem a receita da
concessionária: os custos operacionais e os de capital. Os custos operacionais são os custos necessários para
a empresa prover o serviço de distribuição de energia, incluindo os custos com gestão de pessoas,
infraestrutura física e materiais e serviços.
6.
Os custos de capital incluem os montantes investidos pela concessionária ainda não
depreciados, chamado de base de remuneração. Esta base de remuneração é multiplicada pela taxa de retorno
para determinar o total de remuneração do capital investido pela distribuidora. No cálculo dos custos de capital
também é incluída a quota de reintegração regulatória, que representa a recomposição dos investimentos
realizados para a prestação do serviço de distribuição ao longo da vida útil dos bens e direitos.
7.
Outro item que é adicionado ao custo de capital são os tributos a ele associados, de forma a
assegurar que a remuneração efetivamente auferida pela empresa regulada seja suficiente para o pagamento
do Imposto de Renda sobre Pessoa Jurídica - IPRJ e a Contribuição Social sobre o Lucro Líquido – CSLL.
8.
No cálculo dos valores regulatórios de Parcela B também se faz necessário a atualização dos
valores por um fator de ajuste de mercado, de modo a considerar que ao longo da vigência das tarifas
estabelecidas na revisão o mercado da concessionária será outro, distinto do utilizado como referência para o
cálculo da revisão.
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9.
Da mesma forma são descontados do cálculo da Parcela B os resultados da aplicação dos
mecanismos de incentivos à melhoria da qualidade pela ANEEL com incidência na revisão tarifária. Por fim,
são descontadas as Outras Receitas auferidas pela concessionária, que são revertidas em parte para a
modicidade tarifária.
10.
A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela B no processo de revisão tarifária. É
basicamente sob este componente que os processos de revisão e reajuste se distinguem, quanto ao nível de
preços.
𝑽𝑷𝑩 = (𝑪𝑨𝑶𝑴 + 𝑪𝑨𝑨) ∙ (𝟏 − 𝑷𝒎 − 𝑴𝑰𝑸) − 𝑶𝑹
(3)
onde:
CAOM: Custo de Administração, Operação e Manutenção;
CAA: Custo Anual dos Ativos;
𝑃𝑚 : Fator de Ajuste de Mercado; e
𝑀𝐼𝑄: Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade;
𝑂𝑅: Outras Receitas
11.
Por sua vez, o Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) é dado pela soma
dos componentes abaixo:
(4)
𝑪𝑨𝑶𝑴 = 𝑪𝑶 + 𝑹𝑰
onde:
CAOM: Custos de Administração, Operação e Manutenção;
CO3: Custos Operacionais e
RI: Receitas Irrecuperáveis.
12.
Enquanto que o Custo Anual dos Ativos (CAA) é dado pela soma dos componentes abaixo:
(5)
𝑪𝑨𝑨 = 𝑹𝑪 + 𝑸𝑹𝑹 + 𝑪𝑨𝑰𝑴𝑰
onde:
CAA: Custo Anual dos Ativos;
RC: Remuneração do capital, incluindo a remuneração líquida de capital e tributos;
QRR: Quota de Reintegração Regulatória (depreciação); e
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades).
13.
A fórmula abaixo expressa o cálculo da Parcela A:
𝑽𝑷𝑨 = 𝑪𝑬 + 𝑪𝑻 + 𝑬𝑺
(6)
onde:
VPA: Valor de Parcela A;
CE: Custo de aquisição de energia elétrica e geração própria;
CT: Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; e
ES: Encargos setoriais definidos em legislação específica.
14.
Os procedimentos de cálculo da Parcela A nos processos de revisão tarifária é semelhante ao
adotados nos processos de reajustes. A regra de cálculo de cada um dos componentes de Parcela A estão
descritos nos Submódulos 3.2, 3.3 e 3.4 do PRORET.
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III.1. REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
15.
O reposicionamento tarifário calculado para a Bandeirante, para aplicação a partir de 23 de
outubro de 2015, resultou no percentual total médio de 5,95%, ao se ter como comparação, além dos custos
de Parcela A e B atualmente contidos nas tarifas, os custos que foram acrescidos no processo de Revisão
Tarifária Extraordinária - RTE mediante componente financeiro.
Tabela 1. Reposicionamento Tarifário Médio
Descrição
Valores (R$)
VPA+VPB
4.269.479.729,03
Receita Verificada
4.029.762.659,05
Reposicionamento Tarifário Médio
5,95%
16.
Quando a base de comparação da Parcela A não é ajustada para se considerar os custos
acrescidos na RTE, o reposicionamento tarifário é de 33,19%. Isso ocorre porque na RTE a cobertura tarifária
de Parcela A que foi acrescida às tarifas se deu mediante componente financeiro.
17.
Como consequência, é necessário acrescentar na base de comparação os custos acrescidos
na RTE mediante componente financeiro para se calcular o reposicionamento tarifário médio que reflete a
atualização dos custos de Parcela A e B.
III.2. RECEITA VERIFICADA
18.
No cálculo da Receita de Verificada foram considerados os dados de mercado disponíveis no
Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP para o período
de outubro de 2014 a setembro de 2015 e as tarifas de base econômica homologadas no processo de RTE,
resultando em faturamento anual de R$ 3.205.651.818,43. A este cálculo foi acrescido o valor de R$
824.110.840,63, referente aos valores de Parcela A que foram acrescidos na RTE mediante componente
financeiro.
19.
O quadro a seguir apresenta o valor da Receita de Verificada (RA) por subgrupo tarifário e
nível de tensão, sem o acréscimo dos financeiros considerados na RTE.
Tabela 2. Receita Verificada
Subgrupos
Fornecimento
Mercado (MWh)
Receita (R$)
9.354.870
2.911.894.682,59
425.138
99.376.384,12
A3a (30 kV a 44 kV)
90.570
25.757.143,40
A4 (2,3 kV a 25 kV)
3.416.099
950.519.411,80
BT (menor que 2,3 kV)
5.423.063
1.836.241.743,27
45.202
10.690.844,75
A2 (88 a 138 kV)
Suprimento
Livres A1
Demais Livres
Distribuição
Geração
Total
138.529
3.457.569,34
5.167.443
264.298.469,85
465.648
12.879.791,90
15.171.692
2.430.460,00
3.205.651.818,43
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III.3. PARCELA B
III.3.1. Custos Operacionais (CO)
20.
A metodologia de definição dos custos operacionais, descrita no Sumódulo 2.2 do PRORET,
estabelece o método de comparação por benchmarking para a definição do nível eficiente dos custos
operacionais que serão reconhecidos nas tarifas.
21.
A identificação do nível eficiente é obtida pela comparação entre as distribuidoras levando-se
em consideração as características de cada concessionária. A partir dessa análise é estabelecido um intervalo
de custos operacionais regulatórios que serve de parâmetro para os valores que serão estabelecidos ao longo
do ciclo tarifário.
22.
No momento da revisão, o intervalo de custos operacionais é atualizado para a data da revisão
observando a variação da extensão de redes, números de consumidores, mercado, perdas não técnicas
ajustadas e número de horas de fornecimento interrompido.
23.
Numa análise posterior, compara-se o intervalo de custos eficientes atualizado com a cobertura
de custos operacionais presentes na tarifa da concessionária. Caso o valor de custos operacionais presente na
tarifa esteja fora do intervalo definido pelo método de benchmarking, parte da diferença é incorporada no
momento da revisão e a parcela remanescente é considerada para fins de cálculo do Componente T do Fator
X.
24.
Regra geral, se o valor contido na tarifa de custos operacionais for maior que o limite superior
do intervalo estabelecido, o valor de custos operacionais reconhecido na revisão e o Fator T são calculados de
forma a estabelecer uma trajetória de redução da Parcela B ao longo do ciclo até alcançar o limite superior.
Caso o valor contido na tarifa seja menor que o limite inferior do intervalo, o valor de custos operacionais
reconhecidos na revisão e o Fator T são calculados de forma criar uma trajetória de aumento da Parcela B ao
longo do ciclo até alcançar o limite inferior. Por fim, se os valores estiverem contidos no intervalo de custos
eficientes, o custo reconhecido na revisão corresponderá o custo já contido nas tarifas e o Fator T será igual a
zero.
25.
Um passo seguinte é verificar se a trajetória estabelecida conforme análise anterior é
compatível com a restrição de variação de 5% a.a.. Nos casos em que a trajetória excede a variação anual de
5%, a trajetória é ajustada para não exceder o limite anual, conforme fórmula a seguir:
𝑁 𝐶𝑂𝑒𝑓
∆𝐶𝑂 = min( | √
− 1| ; 5%)
𝐶𝑂𝐴𝑡
(7)
𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎 = 𝐶𝑂𝐴𝑡 (1 ± ∆𝐶𝑂)𝑁
onde:
∆𝐶𝑂: é a trajetória dos custos operacionais regulatórios;
5%: é a variação máxima admissível;
𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎 : é a meta de custos operacionais ajustada ao limite máximo de variação anual;
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26.
Uma última etapa consiste da avaliação do prêmio de eficiência. Nos casos em que a aplicação
da metodologia conforme descrita nos passos anteriores resultar em uma meta de custo operacional superior
a 120% do custo real da empresa, o excedente desse valor será compartilhado em 50% com o consumidor.
27.
Nestes casos, o valor final da meta de custos operacionais é recalculado de modo a levar em
consideração o compartilhamento do prêmio de eficiência, conforme fórmula a seguir:
′
𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎
=
1,2 ∙ 𝑂𝑝𝑒𝑥𝑚é𝑑𝑖𝑜 + 𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎
2
(8)
onde:
′
𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎:
é a meta de custos operacionais regulatórios com compartilhamento;
𝑂𝑝𝑒𝑥𝑚é𝑑𝑖𝑜 : média dos custos operacionais reais.
28.
A tabela a seguir resume o cálculo de definição dos Custos Operacionais regulatórios para a
Bandeirante no valor de R$ 411.219.936,47.
Tabela 3. Custos operacionais regulatórios no reposicionamento
Limites de CO Eficientes
Descrição
1. Eficiência
2. OPEX Benchmarking (Atualizado) - R$
Limite Inferior
Centro
Limite Superior
77,47%
82,45%
85,13%
416.767.902
443.583.501
457.972.645
Comparação com intervalo de CO eficientes
Descrição
3. OPEX nas tarifas - R$
Valor
409.370.614,68
4. Meta estudo de eficiência - R$
5. Variação Anual (% )
416.767.902
0,45%
6. Meta do estudo de eficiência aplicado o limite de 5% a.a.
416.767.902
Avaliação do prêmio de eficiência
Descrição
Reais
7. OPEX Real - R$
390.422.118
8. Meta OPEX
416.767.902
9. Relação OPEX Real / Meta OPEX
10. Meta OPEX aplicada a regra de compartilhamento
11. Número de anos no ciclo
12. OPEX na revisão [ = 3. + (10. - 3.) / 11.]
106,75%
416.767.902
4
411.219.936
29.
No caso da Bandeirante a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa (R$
409.370.615) é menor do que o intervalo inferior definido pelo método de benchmarking (R$ 416.090.943).
Como resultado é estabelecido uma trajetória de aumento da Parcela B ao longo do ciclo, para que ao final
deste os custos operacionais regulatórios alcance o limite inferior do intervalo.
30.
Uma vez que a aplicação direta da metodologia resultou em uma trajetória de 0,42% a.a., não
foi necessário ajustar a meta regulatória para que a trajetória não excedesse o limite anual de 5%.
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31.
Por último se avaliou o prêmio de eficiência, como o custo operacional regulatório calculado é
inferior a 120% do custo real da empresa, não houve compartilhamento do excedente com o consumidor.
III.3.2. Receitas Irrecuperáveis (RI)
32.
O valor de receitas irrecuperáveis a ser considerado no processo de revisão tarifária é
composto por duas parcelas: (1) uma associada aos encargos setoriais e (2) outra relativa aos demais itens da
receita da distribuidora.
33.
O valor da parcela relativa aos encargos setoriais é feito a partir do nível de receitas
irrecuperáveis da própria concessionária. O objetivo é calcular os custos com encargos setoriais da forma mais
precisa possível considerando, inclusive, o montante que é faturado e não recebido pelas concessionárias. Os
níveis de receitas irrecuperáveis de cada concessionária são reconhecidos desde que não superem os limites
estabelecidos no Submódulo 2.2 do PRORET. A equação a seguir sintetiza o cálculo das receitas irrecuperáveis
associadas aos encargos setoriais.
𝐸𝑆
𝑉𝑖 = (1−𝐼𝐶𝑀𝑆−𝑃𝐼𝑆−𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆) × {∑𝐶(𝜌𝑐 × 𝑅𝐼𝑖 )}
(9)
onde:
𝑉𝐼 : Parcela de receitas irrecuperáveis associada aos encargos setoriais;
ES: Valor dos encargos setoriais a ser considerado na revisão tarifária;
𝜌𝑐 : Participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste; e
𝑅𝐼𝑖 : Mediana dos percentuais de receitas irrecuperáveis, relativa à classe C, verificados nos três anos
anteriores ao da revisão tarifária.
34.
Para a parcela de receitas irrecuperáveis relativa aos demais itens da receita, são definidos
percentuais regulatórios específicos para cada empresa, por classe de consumo. Os percentuais regulatórios
são baseados no desempenho das distribuidoras, que são comparadas conforme sua posição no ranking de
complexidade socioeconômica das áreas de concessão. O valor de receitas irrecuperáveis dessa parcela da
receita, acrescido dos valores previstos de faturamento de bandeiras tarifárias, é então definido pela seguinte
equação:
𝑉𝑅𝐼 =
𝑅𝑅 +𝑅𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎 𝑑𝑒 𝐵𝑎𝑛𝑑𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠−𝐸𝑛𝑐𝑎𝑟𝑔𝑜𝑠 𝑆𝑒𝑡𝑜𝑟𝑖𝑎𝑠
(1−𝐼𝐶𝑀𝑆−𝑃𝐼𝑆−𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆)
× {∑𝐶(𝜌𝑐 × 𝑅𝐼𝑐 )}
(10)
onde:
𝑉𝑅𝐼 : valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis;
𝑅𝑅: receita requerida
Receita de Bandeiras: receita prevista de bandeiras tarifárias;
𝐸𝑛𝑐𝑎𝑟𝑔𝑜𝑠 𝑆𝑒𝑡𝑜𝑟𝑖𝑎𝑖𝑠: valores de encargos setoriais definidos na revisão tarifária;
𝜌𝑐 : participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste;
𝑅𝐼𝑐 : percentual de receitas irrecuperáveis regulatória, relativa à classe C, do grupo ao qual pertence à
empresa.
35.
A tabela a seguir resume o cálculo do valor de receitas irrecuperáveis a ser considerado no
processo de revisão tarifária, segregado em suas duas parcelas, uma relacionada aos encargos setoriais e
outra relativa ao restante da receita.
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Tabela 4. Receitas Irrecuperáveis
Descrição
Receita Base (R$)
Encargos Setoriais
1.774.637.567
% RI
0,56%
RI (R$)
9.899.155
Restante da Receita
3.940.245.622
0,44%
17.495.689
Total
5.714.883.188
0,48%
27.394.844
III.3.3. Remuneração do Capital (RC) e Quota de Reintegração Regulatória (QRR)
36.
A Remuneração do Capital (RC) corresponde à remuneração dos investimentos realizados
pela concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Regulatória e do custo de capital,
conforme formulação a seguir:
𝑹𝑪 = (𝑩𝑹𝑹𝒍 − 𝑹𝑮𝑹) ∙ 𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪 𝒑𝒓é + 𝑹𝑮𝑹 ∙ 𝒓𝒓𝒈𝒓 + 𝑹𝑪𝑶𝑬
(11)
onde:
RC: Remuneração do Capital;
BRRl: Base de Remuneração Regulatória Líquida;
RGR: Saldo devedor da Reserva Global de Reversão, RGR;
rWACCpré: Custo Médio Ponderado de Capital Real Antes dos Impostos;
rRGR: Custo de capital da RGR, ponderado por destinação (PLpT e não PLpT); e
𝑅𝐶𝑂𝐸 : Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações Especiais.
37.
A Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações Especiais RCOE – é calculado conforme equação abaixo.
𝑅𝐶𝑂𝐸 =
𝑟𝑝 −𝑟𝑓
1−𝑡
𝐶𝐴𝑂𝑀
× 0,5 × 𝑃 × 𝐶𝐴𝑂𝑀+𝐶𝐴𝐴−𝑅𝐶
𝑂𝐸
× 𝑂𝐸𝑆𝑏
(12)
onde:
𝑅𝐶𝑂𝐸 : Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações
Especiais;
𝑟𝑝 : Custo de Capital Próprio (nominal);
𝑟𝑓 : Remuneração do Ativo Livre de Risco (nominal);
𝑡: Impostos e Contribuições sobre a Renda;
𝑃: Participação do Capital Próprio no Capital Total;
𝐶𝐴𝑂𝑀: Custos de Administração, Operação e Manutenção;
𝐶𝐴𝐴: Custo Anual dos Ativos;e
𝑂𝐸𝑆𝑏 : Obrigações Especiais Bruta.
38.
A Quota de Reintegração Regulatória (QRR), por sua vez, corresponde à parcela que
considera a depreciação e a amortização dos investimentos realizados e tem por finalidade recompor os ativos
afetos à prestação do serviço ao longo da sua vida útil.
39.
A Quota de Reintegração Regulatória (QRR) depende fundamentalmente da Base de
Remuneração Regulatória e da taxa média de depreciação das instalações, conforme formulação a seguir:
𝑸𝑹𝑹 = 𝑩𝑹𝑹𝒃 ∙ 𝜹
(13)
onde:
QRR: Quota de Reintegração Regulatória;
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Processo nº 48500.006203/2014-17
BRRb: Base de Remuneração Regulatória bruta; e
: Taxa média de depreciação das instalações.
40.
Para o cálculo da taxa média de depreciação das instalações, devem-se utilizar as taxas anuais
de depreciação definidas na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico –
MCPSE, aprovado pela Resolução Normativa ANEEL nº 367, de 02 de junho de 2009.
III.3.3.1. Custo de Capital
41.
Para o cálculo da taxa de retorno utiliza-se a metodologia do Custo Médio Ponderado de
Capital (Weighted Average Cost of Capital - WACC), incluindo o efeito dos impostos sobre a renda, sendo
expresso pela seguinte fórmula:
𝑟𝑊𝐴𝐶𝐶 = (𝑃⁄𝑉 ) ∙ 𝑟𝑝 + (𝐷⁄𝑉 ) ∙ 𝑟𝑑
(14)
onde:
rwacc: custo médio ponderado de capital após impostos, em termos reais;
rP: custo do capital próprio real depois de impostos;
rD: custo da dívida real depois de impostos;
P: capital próprio;
D: capital de terceiros ou dívida;
V: soma do capital próprio e de terceiros;
42.
A estrutura de capital diz respeito às fontes de recursos utilizadas por um investidor em um
investimento específico, existindo duas fontes: capital próprio e de terceiro.
43.
Para a determinação da estrutura ótima de capital a ser aplicada, partiu-se do levantamento
de dados empíricos das empresas de distribuição de energia elétrica no Brasil, nos anos de 2011, 2012 e 2013,
resultando no percentual de participação de capital de terceiros (D/V) de 48,76%.
44.
Para determinar o custo de capital próprio, adota-se o método de risco/retorno CAPM (Capital
Asset Pricing Model). O modelo CAPM construído para o cálculo da remuneração de ativos de distribuição de
energia elétrica no Brasil tem como resultado fundamental a seguinte equação:
(15)
𝑟𝑃 = 𝑟𝑓 + 𝛽 ∙ (𝑟𝑚 − 𝑟𝑓 ) + 𝑟𝐵
onde:
rP: custo de capital próprio;
rf: taxa de retorno do ativo livre de risco;
: beta do setor regulado;
rm-rf: prêmio de risco do mercado de referência; e
rB: prêmio de risco país.
45.
Para o custo de capital de terceiros adota-se uma abordagem similar à do capital próprio, ou
seja, trata-se de adicionar à taxa livre de risco os prêmios de risco adicionais exigidos para se emprestar
recursos a uma concessionária de distribuição no Brasil. O custo do capital de terceiros é calculado então pelo
método CAPM da dívida, conforme a seguinte expressão:
onde:
𝑟𝑑 = 𝑟𝑓 + 𝑟𝐶 + 𝑟𝐵
(16)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Processo nº 48500.006203/2014-17
rf: taxa de retorno do ativo livre de risco;
rc: prêmio de risco de crédito; e
rB: prêmio de risco país.
46.
A tabela a seguir ilustra o cálculo do custo médio ponderado de capital para uma
concessionária que tenha alíquota de 34% a título de Imposto de Renda Pessoa Jurídica (IRPJ) e Contribuição
Social Sobre o Lucro Líquido (CSLL).
Tabela 5. Resultado do Custo Médio Ponderado de Capital – WACC
Custo de Capital
Proporção de Capital Próprio (P)
Proporção de Capital de Terceiros (D)
Taxa livre de risco (rf)
Taxa de retorno do Mercado (rm)
Prêmio de risco de Mercado (rm - rf)
Beta médio alavancado ()
Prêmio de risco do negócio [ .(rm - rf)]
Prêmio de risco país (rB)
Prêmio de risco de crédito (rC)
Inflação americana considerada
Custo de capital próprio real
Custo de dívida real
Custo Médio Ponderado
WACC real antes de impostos*
WACC real depois de impostos
51,24%
48,76%
5,64%
13,20%
7,56%
0,70
5,31%
2,62%
3,37%
2,41%
10,90%
5,14%
12,26%
8,09%
* Para empresas com alíquota de IRPJ/CSLL de 34%
47.
Para aplicação tarifária considera-se o WACC real depois do benefício tributário dos impostos
do percentual de impostos a serem pagos. Assim, a equação anterior será aplicada às tarifas dos consumidores
como se segue abaixo:
𝑟𝑊𝐴𝐶𝐶 𝑝𝑟é =
(𝑃⁄𝑉 )∙𝑟𝑝 +(𝐷 ⁄𝑉 )∙𝑟𝑑
1−𝑇
(17)
48.
Tendo em vista que as alíquotas de IRPJ e CSLL estão sujeitas a tratamento legal diferenciado,
de acordo com as especificidades da distribuidora, podendo resultar em alíquotas finais inferiores ao valor de
34%, seriam consideradas as seguintes alíquotas:
a) para concessionárias isentas, imunes ou não sujeitas à tributação da renda, as alíquota de
IRPJ e CSSL somam 0,00% (zero);
b) para as concessionárias enquadradas na área de atuação SUDENE/SUDAM, as alíquotas
de IRPJ e CSSL somam 15,25%, proporcionalmente à receita faturada na área de concessão
sujeita ao benefício fiscal;
c) para as concessionárias com remuneração regulatória inferior a R$ 240.000,00, as alíquotas
de IRPJ e CSLL somam 24%;
d) para os demais casos, considera-se as alíquotas de 25% e 9%, totalizando 34%.
49.
Para aplicação tarifária considerar-se-ia o WACC conforme tabela abaixo:
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Processo nº 48500.006203/2014-17
Tabela 6. WACC antes de Impostos
WACC
WACC real antes dos impostosa
WACC real antes dos impostosb
WACC real antes dos impostosc
WACC real antes dos impostosd
Alíquota de
IRPJ e CSLL
Isento
15,25%
24%
34%
Taxa
(rwacc-pré)
9,97%
10,77%
11,45%
12,26%
a) concessionárias isentas de impostos sobre a renda;
b) concessionárias enquadradas na área de atuação SUDENE/SUDAM;
c) concessionárias com lucro regulatório inferior a R$240.000; e
d) todas as demais.
50.
Também será deduzido da base de remuneração líquida da empresa o total do saldo devedor
de recursos da RGR junto a Eletrobrás, referente ao terceiro mês anterior à data base do laudo de avaliação
da Base de Remuneração da concessionária. Assim, os ativos imobilizados provenientes de recursos da RGR
serão remunerados à taxa específica, e os demais ativos da empresa ao custo de capital regulatório (WACC).
51.
O saldo dos investimentos realizados a partir de financiamento com recursos da RGR será
remunerado pelo custo dos empréstimos em termos reais, tendo em vista que o reajuste tarifário contempla
atualização monetária da parcela B, assim como os investimentos realizados durante o ciclo tarifário são
corrigidos pela inflação quando de sua incorporação à base de remuneração regulatória.
52.
Os recursos da RGR destinados ao Programa Luz para Todos (PLpT) serão remunerados pelo
custo efetivo dos empréstimos em termos reais, de 0,73% a.a., e os recursos da RGR não destinados ao PLpT
serão remunerados ao custo da menor captação de recursos de terceiros disponíveis às distribuidoras de
energia elétrica, de 2,88% a.a. em termos reais.
III.3.3.2. Base de Remuneração Regulatória
53.
Para a avaliação dos ativos das concessionárias vinculados à concessão do serviço público de
distribuição de energia elétrica, visando à definição da base de remuneração, devem ser observadas as
seguintes diretrizes:
a) A base de remuneração aprovada no terceiro ciclo de revisão tarifária (3CRTP) deve ser
“blindada”. Entende- se como base blindada os valores aprovados por laudo de avaliação
ajustados, incluindo as movimentações ocorridas (adições, baixas, depreciação) e as respectivas
atualizações;
b) As inclusões entre as datas-base do terceiro ciclo e da atual revisão tarifária, desde que ainda
em operação, compõem a Base Incremental e são avaliadas no processo de revisão tarifária;
c) Os valores finais da avaliação são obtidos somando-se os valores atualizados da base de
remuneração blindada (item a) com os valores das inclusões ocorridas entre as datas-base do
terceiro ciclo e da atual revisão tarifária – base incremental (item b);
d) Considera-se como data-base do laudo de avaliação o último dia do sexto mês anterior ao
mês da atual revisão tarifária;
e) A base de remuneração deverá ser atualizada pela variação do IGP-M, entre a data-base do
laudo de avaliação e a data da revisão tarifária.
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Processo nº 48500.006203/2014-17
54.
Os ativos vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica somente
são elegíveis a compor a Base de Remuneração Regulatória quando efetivamente utilizados no serviço público
de distribuição de energia elétrica. São desconsiderados da base de remuneração aqueles ativos que compõe
a Base de Anuidade Regulatória – BAR.
55.
As tabelas a seguir resumem o cálculo da Base de Remuneração Regulatória, bem como da
remuneração e quota de reintegração.
Tabela 7. Remuneração do Capital e Quota de Reintegração
Descrição
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
4.619.622.595
11.008.356
668.403.852
623.726.076
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
3.316.484.311
(6) Depreciação Acumulada
2.537.247.609
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso)
2.082.374.986
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
9.431.386
2.072.943.601
1.490.421
-
(12) Obrigações Especiais Líquida
536.631.111
(13) Terrenos e Servidões
129.641.360
(14) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)+(10)+(11)-(12)+(13)
(15) Saldo RGR PLPT
(16) Saldo RGR Demais Investimentos
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) Remuneração de Obrigações Especiais
(20) Remuneração do Capital
1.667.444.271
4,05%
134.317.615
11.026.271
215.454.938
56.
O valor da Base de Remuneração Regulatória foi informado pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF por meio do Memorando nº 624/2015-SFF/ANEEL, de 07 de
outubro de 2015.
III.3.4. Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI).
57.
O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis, também denominado Anuidades, refere-se aos
investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em hardware, software, veículos, e em
toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo.
58.
Os ativos que compõem a Base de Anuidade Regulatória (BAR) não são considerados no Ativo
Imobilizado em Serviço (AIS) que comporá a base de remuneração. Esses ativos são determinados como uma
relação do AIS. A BAR será determinada pela formulação a seguir:
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Processo nº 48500.006203/2014-17
𝐵𝐴𝑅 = 4,4956 ∙ (𝐴𝐼𝑆 − 𝐼𝐴)−0,21+1 ∙ (𝐼𝐺𝑃𝑀1 /𝐼𝐺𝑃𝑀0 )0,21
(18)
onde:
𝐵𝐴𝑅: Montante da base de remuneração regulatória referente aos investimentos em ativos não elétricos
(instalações móveis e imóveis);
𝐴𝐼𝑆: Ativo imobilizado em serviço aprovado na quarta revisão;
𝐼𝐴: Índice de aproveitamento sobre o AIS aprovado na quarta revisão;
𝐼𝐺𝑃𝑀1: Valor do índice IGP-M na data da revisão tarifária; e
𝐼𝐺𝑃𝑀0: Valor do índice IGP-M em 01/01/2011.
59.
Uma vez definida a base de anuidade regulatória, para o cálculo da anuidade é necessário
segregar em 3 grupos de ativos, conforme tabela a seguir:
Tabela 8. Segregação da Base de Anuidade Regulatória nos Grupos de Ativos
Grupo de Ativos
Aluguéis (𝐵𝐴𝑅𝐴 )
Veículos (𝐵𝐴𝑅𝑉 )
Sistemas (BAR I )
60.
(% da BAR)
25%
25%
50%
Uma vez segregado, as Anuidades são dadas por:
(19)
𝑪𝑨𝑰𝑴𝑰 = 𝑪𝑨𝑳 + 𝑪𝑨𝑽 + 𝑪𝑨𝑰
onde:
CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades);
CAL: Custo Anual de Aluguéis;
CAV: Custo Anual de Veículos; e
CAI: Custo Anual de Sistemas de Informática.
61.
As Anuidades serão calculadas em regime, com depreciação linear na vida útil e com
remuneração sobre 50% do investimento.
𝑪𝑨(𝑳/𝑽/𝑰) = 𝑩𝑨𝑹𝑨/𝑽/𝑰 ∙ [𝑽𝑼
𝟏
𝑨/𝑽/𝑰
+
𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪 𝒑𝒓é
𝟐
]
(20)
onde:
CA(L/V/I): Custo Anual de: A: Aluguéis / V:Veículos / I:Sistemas de Informática;
BARA/V/I: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos considerados para
infraestrutura de: A:imóveis de uso administrativos / V: veículos / I: Sistemas de informática; e
VUA/V/I: Vida útil. Considera-se o valor definido na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle Patrimonial
do Setor Elétrico – MCPSE: A: 85% referente ao TUC (Tipo de Unidade de Cadastro) “Edificação – outras”
e 15% referente ao TUC “Equipamento Geral” / V: referente ao TUC “Veículos” / I:referente ao TUC
“Equipamento Geral de Informática”..
62.
A tabela a seguir resume os valores relativos ao CAIMI
Tabela 9: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis – CAIMI
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Processo nº 48500.006203/2014-17
Descrição
(1) Base de Anuidade Regulatória (BAR)
Valores (R$)
205.214.136
(2) Base de Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (BARA)
51.303.534
(3) Base de Anuidade - Veículos (BARV)
51.303.534
(4) Base de Anuidade - Sistemas de Informática (BARI)
(5) Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (CAL)
102.607.068
4.983.743
(6) Anuidade - Veículos (CAV)
10.473.983
(7) Anuidade - Sistemas de Informática (CAI)
25.649.637
(8) CAIMI = (5)+(6)+(7)
41.107.363
III.3.5. Ajuste da Parcela B em função do Índice de Ajuste de Mercado e do Mecanismo de Incentivo à
Melhoria da Qualidade
63.
Ao Custo de Administração, Operação e Manutenção - CAOM e ao Custo Anual dos Ativos CAA é aplicado um fator de ajuste de mercado e um mecanismo de incentivo à qualidade.
64.
O índice de ajuste de mercado, denominado de Fator de Ajuste de Mercado, considera os ganhos
potenciais de produtividade entre o ano anterior à revisão tarifária, período de referência, e o período em que
as tarifas definidas na revisão estarão vigentes, que são os doze meses posteriores à revisão.
65.
O valor do Fator de Ajuste de Mercado (Pm) a ser aplicado na revisão tarifária periódica de cada
concessionária no ajuste do Valor da Parcela B é definido a partir da produtividade média do setor de
distribuição e do crescimento médio do mercado faturado e do número de unidades consumidoras da
concessionária entre a atual revisão tarifária e a do 3CRTP, conforme equação a seguir:
𝑃𝑚(𝑖) : = 𝑃𝑇𝐹 + 0,14 × (∆𝑀𝑊ℎ(𝑖) − ̅̅̅̅̅̅̅̅̅
∆𝑀𝑊ℎ) − 0,04 × (∆𝑈𝐶(𝑖) − ̅̅̅̅̅̅
∆𝑈𝐶 )
(21)
onde:
PTF: Produtividade média do segmento de distribuição, de 1,53% a.a.;
∆MWh(i): Variação anual média de mercado da concessionária i, entre a revisão tarifária anterior e a
revisão tarifária em processamento;
̅̅̅̅̅̅̅̅̅
∆𝑀𝑊ℎ: Variação anual média de mercado das distribuidoras, de 4,65% a.a.;
∆UC(i): Variação anual média do número de unidades consumidoras faturadas da concessionária i, entre
a revisão tarifária anterior e a revisão tarifária em processamento; e
̅̅̅̅̅̅ : Variação anual média do número de unidades consumidoras, de 3,39% a.a..
∆𝑈𝐶
66.
O Fator de Ajuste de Mercado calculado para aplicação na atual revisão tarifária é de 1,14%.
67.
Para o cálculo do Mecanismo de Incentivo à Qualidade, é considerada a mesma metodologia de
cálculo do Componente Q do Fator X.
68.
Durante o período de transição, de abril de 2016 a março de 2019, os pesos dos indicadores de
qualidade comercial serão incrementados de forma gradativa. Portanto, até março de 2016, será aplicado a
metodologia do 3CRTP, conforme descrito a seguir:
69.
Na aferição do nível de qualidade do serviço prestado são considerados os indicadores Duração
Equivalente de Interrupção (DEC) e Frequência Equivalente de Interrupção (FEC). O mecanismo busca
incentivar a melhoria contínua dos indicadores, além de observar o desempenho relativo entre as distribuidoras.
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Processo nº 48500.006203/2014-17
70.
O valor do ajuste da Parcela B em função do mecanismo de incentivo à melhoria da qualidade
depende do desempenho relativo das distribuidoras. Para definição do Indicador de Qualidade do Serviço de
cada distribuidora são comparados, a cada ano civil, os indicadores apurados DEC e FEC, contra os limites
definidos pela ANEEL, conforme a seguinte equação:
1
𝐼𝑛𝑑. 𝑄𝑢𝑎𝑙(𝑖) = 2 ∙ (
𝐷𝐸𝐶𝑎𝑝𝑢𝑟𝑎𝑑𝑜 (𝑖)
𝐷𝐸𝐶𝑙𝑖𝑚𝑖𝑡𝑒 (𝑖)
+
𝐹𝐸𝐶𝑎𝑝𝑢𝑟𝑎𝑑𝑜 (𝑖)
𝐹𝐸𝐶𝑙𝑖𝑚𝑖𝑡𝑒 (𝑖)
)
(22)
onde:
𝐼𝑛𝑑. 𝑄𝑢𝑎𝑙: Indicador de qualidade do serviço para fins tarifários;
𝐷𝐸𝐶𝑎𝑝𝑢𝑟𝑎𝑑𝑜 : Apuração de DEC do último ano civil disponível;
𝐹𝐸𝐶𝑎𝑝𝑢𝑟𝑎𝑑𝑜 : Apuração de FEC do último ano civil disponível;
𝐷𝐸𝐶𝑙𝑖𝑚𝑖𝑡𝑒 : Limite de DEC definido para o ano civil em que o indicador foi apurado; e
𝐹𝐸𝐶𝑙𝑖𝑚𝑖𝑡𝑒 : Limite de FEC definido para o ano civil em que o indicador foi apurado.
71.
Para efeito de comparação do desempenho relativo, as distribuidoras são segregadas em dois
grupos de acordo com seu porte. As distribuidoras com mercado faturado superior a 1 TWh/ano no ano da
apuração dos indicadores serão denominadas de grande porte, sendo as demais denominadas de pequeno
porte.
72.
Uma vez definidos os indicadores de qualidade do serviço de cada concessionária, são
consideradas as de melhor desempenho aquelas cujo indicador for inferior ao primeiro quartil dos indicadores
individuais das concessionárias de seu grupo. No sentido oposto, as concessionárias com pior desempenho
são aquelas cujo indicador superar o terceiro quartil. Os quartis são calculados assim que as apurações de
DEC e FEC das distribuidoras estiverem disponíveis.
73.
O Fator de Ajuste de Qualidade é especificado de acordo com a variação dos indicadores
apurados DEC e FEC, já expurgadas as causas externas à distribuidora, levando-se em consideração o
desempenho da distribuidora com relação à qualidade do serviço prestado, conforme tabela a seguir.
Tabela 10. Componente Q do Fator X
Var DECI/FECI
Maior que 20%
17% a 20%
14% a 17%
11% a 14%
8% a 11%
5% a 8%
-5% a 5%
-8% a -5%
-11% a -8%
-14% a -11%
-17% a -14%
-20% a -17%
Menor que -20%
Regra
Geral
1.00%
0.95%
0.79%
0.64%
0.49%
0.33%
0.00%
-0.33%
-0.49%
-0.64%
-0.79%
-0.95%
-1.00%
Melhores
Desempenhos
0.50%
0.47%
0.40%
0.32%
0.24%
0.17%
0.00%
-0.33%
-0.49%
-0.64%
-0.79%
-0.95%
-1.00%
Piores
Desempenhos
1.00%
0.95%
0.79%
0.64%
0.49%
0.33%
0.00%
-0.17%
-0.24%
-0.32%
-0.40%
-0.47%
-0.50%
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Processo nº 48500.006203/2014-17
74.
A variação anual dos indicadores DEC e FEC é calculada conforme a equação a seguir e
considera os indicadores expurgando interrupções decorrentes de causas externas ao sistema de distribuição
da concessionária.
1
𝑉𝑎𝑟𝐷𝐸𝐶𝐼 /𝐹𝐸𝐶𝐼 (𝑖) =
𝐷𝐸𝐶𝐼(𝑡) (𝑖)
[(
2 𝐷𝐸𝐶
𝐼(𝑡−1)
𝐹𝐸𝐶𝐼(𝑡) (𝑖)
− 1) + (𝐹𝐸𝐶
(𝑖)
𝐼(𝑡−1) (𝑖)
− 1)]
(23)
onde:
𝑉𝑎𝑟𝐷𝐸𝐶𝐼 /𝐹𝐸𝐶𝐼 (𝑖): Variação anual média de DEC e FEC da concessionária i, expurgadas as causas
externas ao sistema de distribuição;
𝐷𝐸𝐶𝐼(𝑡) : DEC apurado do último ano civil disponível, expurgado causas externas ao sistema de
distribuição da concessionária. Somatório dos DECip e DECind definidos no PRODIST;
𝐷𝐸𝐶𝐼(𝑡−1) : Mesma definição acima, mas apurado no ano anterior;
𝐹𝐸𝐶𝐼(𝑡) : FEC do último ano civil disponível, expurgado causas externas ao sistema de distribuição da
concessionária. Somatório dos FECip e FECind definidos no PRODIST; e
𝐹𝐸𝐶𝐼(𝑡−1) : Mesma definição acima, mas apurado no ano anterior.
75.
O Fator de Ajuste de Qualidade calculado para aplicação na atual revisão tarifária é de -0,33%.
76.
As tabelas a seguir resumem o cálculo da Parcela B ajustada da revisão tarifária da
concessionária.
Tabela 11. Cálculo da Parcela B ajustada
Descrição
Valores
Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM)
438.614.781
Custos Operacionais (CO)
411.219.936
Receitas Irrecuperáveis - Encargos Setoriais (Vi)
Demais Receitas Irrecuperáveis (Vse)
9.899.155
17.495.689
Custo Anual dos Ativos (CAA)
390.879.916
Remuneração do Capital (RC)
215.454.938
Quota de Reintegração Regulatória (QRR)
134.317.615
Custo anual das instalações móveis e imóveis (CAIMI)
Parcela B (VPB)
Índice de Produtividade da Parcela B
Mecanismo de Incentivo à Qualidade
Parcela B com ajustes
41.107.363
829.494.697
1,14%
-0,33%
822.779.110
III.3.6. Outras Receitas (OR)
77.
As outras receitas podem ser classificadas em duas categorias, conforme sua natureza: em
“receitas inerentes ao serviço de distribuição de energia elétrica”, que são as relativas aos serviços cobráveis,
e “receitas de atividades acessórias”, que são atividades de natureza econômica acessórias ao objeto do
contrato de concessão, exercida por conta e risco das concessionárias. As atividades acessórias subdividemse em 2 subgrupos:
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Processo nº 48500.006203/2014-17
a) Atividades acessórias próprias: são aquelas que se caracterizam como atividade
regulada, prestada somente pela distribuidora e sujeita à fiscalização, tais como: arrecadação de
convênios ou valores por meio da fatura de energia elétrica; arrecadação de faturas de terceiros por
meio de estrutura própria de arrecadação; veiculação de propaganda ou publicidade em fatura de
energia elétrica ou páginas eletrônicas; aluguel ou cessão onerosa de imóveis e espaços físicos;
compartilhamento de infraestrutura; serviços de avaliação técnica e de aferição de medidores em
laboratório próprio; e operacionalização de serviço de créditos tributários.
b) Atividades acessórias complementares: são aquelas que se caracterizam como
atividade não regulada, cuja prestação está relacionada à fruição do serviço público de distribuição de
energia elétrica e que pode ser prestada tanto pela distribuidora quanto por terceiros, observando-se a
legislação de defesa do consumidor e a legislação da defesa da concorrência. São elas: elaboração de
projeto, construção, expansão, operação, manutenção ou reforma de: (1) redes de distribuição de
energia elétrica destinadas à regularização fundiária de interesse específico e ao atendimento dos
empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras; (2) redes de energia elétrica destinadas ao
acesso dos sistemas de distribuição ou transmissão; (3) subestações de energia; (4) instalações
elétricas internas de unidades consumidoras; (5) banco de capacitores: (6) padrões de entrada de
unidades consumidoras atendidas em baixa tensão; (7) sistemas de medição de energia elétrica; (8)
geradores, incluindo-se unidades de microgeração e minigeração distribuída; e (9) sistemas de
iluminação pública; além de: eficientização do consumo de energia elétrica e instalação de cogeração
qualificada, desde que não enquadráveis nos projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de
Eficiência Energética estabelecidos em lei; serviços de comunicação de dados; e serviços de
consultoria relacionados às atividades acessórias previstas.
78.
O compartilhamento das receitas decorrentes das atividades acessórias próprias será de 60%
da receita bruta, ou seja, um percentual de 40% será atribuído à concessionária, com fins de estimular a
eficiência na prestação do serviço, enquanto a outra parcela será destinada aos consumidores do serviço de
distribuição de energia elétrica.
79.
Já o compartilhamento das receitas inerentes das atividades acessórias complementares
também será de 60% da receita bruta da concessionária, com exceção dos itens: a) (8) geradores, incluindose unidades de microgeração e minigeração distribuída; (9) sistemas de iluminação pública, b) eficientização
do consumo de energia elétrica e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis nos
projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em lei e c) serviços
de comunicação de dados, os quais o percentual de compartilhamento será de 30% da receita bruta.
80.
Desse modo, para cada natureza de receita há um percentual que deve ser revertido à
modicidade tarifária, nos termos do Submódulo 2.7 do PRORET. A tabela a seguir sintetiza o cálculo de “Outras
Receitas”.
Tabela 12. Outras Receitas
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Processo nº 48500.006203/2014-17
Descrição das atividades
Serviços Cobráveis
Arrecadação de convênios ou valores pela fatura
Arrecadação de faturas de terceiros por estrutura própria
Veiculação de publicidade
Aluguel ou cessão onerosa de imóveis e espaços físicos
Compartilhamento de infraestrutura
Serviços de avaliação técnica e aferição de medidores.
Operacionalização de serviço de créditos tributários
Compartilhamento
60%
60%
60%
60%
60%
60%
60%
60%
Receita Regulatória
4.023.964,48
1.255.460,29
0,00
0,00
563.760,12
23.861.145,17
0,00
0,00
Elaboração de projeto, construção, operação, manutenção ou reforma de:
(1) redes de distribuição de energia elétrica destinadas à regularização fundiária de interesse específico e ao atendimento dos
empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras;
60%
0,00
0,00
(9) sistemas de iluminação pública.
60%
60%
60%
60%
60%
60%
30%
60%
2.112.846,31
Eficientização do consumo de energia elétrica e instalação de cogeração qualificada, desde que não enquadráveis nos projetos de
Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) ou de Eficiência Energética estabelecidos em lei
30%
0,00
30%
60%
0,00
(2) redes de energia elétrica destinadas ao acesso dos sistemas de distribuição ou transmissão;
(3) subestações de energia;
(4) instalações elétricas internas de unidades consumidoras;
(5) banco de capacitores:
(6) padrões de entrada de unidades consumidoras atendidas em baixa tensão;
(7) sistemas de medição de energia elétrica;
(8) geradores, incluindo-se unidades de microgeração e minigeração distribuída;
Serviços de comunicação de dados
Serviços de consultoria
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
III.4. PARCELA A
81.
O Valor da Parcela A é calculado considerando-se o Mercado de Referência e as condições
vigentes na data da revisão tarifária periódica. Compreende os custos com aquisição de energia elétrica (CE),
os custos com conexão e uso dos sistemas de distribuição e/ou transmissão (CT) e os custos com Encargos
Setoriais (ES).
III.4.1. Custos com Aquisição de Energia Elétrica (CE)
III.4.1.1. Tipos de contratos e regras de precificação
82.
A Lei n. 10.848, de 15/03/2004 alterou as regras de compra e venda de energia elétrica
especialmente no que diz respeito às concessionárias de distribuição de energia elétrica. Foram estabelecidas
regras diferenciadas em função do porte da concessionária, ou seja, aquelas com mercado próprio maior ou
igual a 500 GWh/ano e aquelas que atendem um consumo inferior a esse patamar.
83.
Também a Lei n° 10.848, de 15/03/2004 estabeleceu dois ambientes de contratação no
Sistema Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente de Contratação
Livre – ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de energia “deverão
garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada”.
84.
As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da obrigação de
contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas a seguir:
 Contratos Bilaterais: são contratos de livre negociação entre os agentes, firmados antes da
publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do Sistema Isolado antes
da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009, e aqueles firmados por meio de licitação realizada na
modalidade de concorrência ou Contratos Bilaterais as contratações de energia de Geração Distribuída
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Processo nº 48500.006203/2014-17
decorrente da desverticalização, conforme dispõe a Lei n.º 10.848, de 2004 e os contratos oriundos de
licitação pública realizada por agentes de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e contratos
firmados entre concessionária com mercado inferior a 500 GWh/ano e seu agente supridor.
 Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente
Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do Decreto n. 5.163, de 2004,
para empreendimentos de geração existentes, novos empreendimentos e de fontes alternativas.
Decreto nº 5.163/2004;
 Leilão de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 5.163, de
2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou indiretamente, para
contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento de até dois anos, para fins de
possibilitar a complementação do montante de energia elétrica necessário para o atendimento à
totalidade de suas cargas.
 Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a metodologia para o
cálculo das cotas – parte se encontra na Resolução Normativa nº 331, de 16/9/2008;
 Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra I
e Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional
– SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; conforme disposto no art. 11 Lei nº 12.111, de
9/12/2009;
 Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas centrais
hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de Energia
Elétrica – PROINFA;
 Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da garantia
física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos termos da Lei n°
12.783, de 2013;
 Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração próprio
da concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e aquelas que atendem os
Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei 9.074, de 7 de julho de 1995, com redação
dada pela Lei 10.848, de 2004;
 Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária com
mercado inferior a 500 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional – SIN, que adquirem
energia de outra distribuidora/permissionária (supridora), sendo que as partes firmam contratos de
compra e venda cuja tarifa é estabelecida pela ANEEL;
 Geração Distribuída: produção de energia elétrica proveniente de empreendimentos
conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador, exceto: hidráulicas com
capacidade instalada superior a 30 MW; e térmicas, inclusive de cogeração, com eficiência energética
inferior a setenta e cinco por cento (não existem restrições de eficiência para térmicas que utilizem
biomassa ou resíduos de processo como combustível).
III.4.1.2. Energia Requerida
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Processo nº 48500.006203/2014-17
85.
Além da energia necessária ao atendimento de seus consumidores há que se considerar que
nem toda a energia elétrica gerada é entregue ao consumidor final. Perdas de energia são inerentes à natureza
do processo de transformação, transmissão e distribuição de energia elétrica. Cabe à ANEEL definir a cada
revisão tarifária um referencial regulatório de perdas que leve em consideração o desempenho da
concessionária nos segmentos de perdas que tenha maior gestão.
86.
As perdas podem ser segmentadas entre Perdas na Rede Básica, que são externas ao sistema
de distribuição da concessionária e tem origem iminentemente técnica, e as Perdas na Distribuição que podem
ser de natureza técnica ou não técnica.
87.
As perdas técnicas se referem à parcela das perdas na distribuição inerente ao processo de
transporte, transformação de tensão e medição da energia na rede da concessionária. As perdas não técnicas,
por sua vez, representam todas as demais perdas associadas à distribuição de energia elétrica, tais como furtos
de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de
medição, etc. São medidas pela diferença entre as perdas na distribuição e as perdas técnicas.
88.
As perdas técnicas são calculadas levando-se em consideração as características do sistema de
distribuição da concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia elétrica, bitola dos condutores,
tipo de transformadores, etc. São calculadas as perdas nas redes de distribuição em alta, média e baixa tensão,
subestações, transformadores de distribuição, além dos ramais de ligação e medidores. O Módulo 7 dos
Procedimentos de Distribuição – PRODIST detalha a metodologia empregada para o cálculo das perdas
técnicas. O nível de perdas técnicas calculado, como percentual da energia injetada, é mantido constante em
todos os processos tarifários até a revisão subsequente.
89.
O valor de perdas técnicas, calculado segundo o Módulo 7 do PRODIST, foi informado pela
Superintendência de Regulação da Distribuição – SRD, por meio do Memorando n° 426/2015 – SRD/ANEEL,
no percentual de 4,55% sobre a energia injetada (incluso o mercado A1).
90.
O referencial regulatório para as perdas não técnicas é redefinido a cada revisão tarifária e pode
se dar na forma de uma trajetória decrescente, reconhecendo-se um nível menor de perdas não técnicas a
cada reajuste tarifário, ou na forma de uma meta fixa, em que o nível de perdas não técnicas reconhecido nas
tarifas, sempre referenciado em termos de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão, se mantém
constante ao longo do ciclo tarifário.
91.
A abordagem adotada pela ANEEL para a definição dos limites de perdas não técnicas é o da
comparação do desempenho de distribuidoras que atuem em áreas de concessão com certo grau de
semelhança. Essa comparação se dá essencialmente a partir da construção de um ranking de complexidade
no combate às perdas não técnicas que busca mensurar de forma objetiva o nível de dificuldade enfrentado
por cada distribuidora para reduzir, essencialmente, as fraudes e furtos de energia em sua área de atuação.
92.
A partir da formulação do ranking é possível afirmar que distribuidoras que atuam em áreas mais
complexas, e que ainda assim tenham alcançado níveis mais baixos de perdas não técnicas, sejam referencias
de eficiência e possam, portanto, ser utilizadas para se definir trajetórias de redução de perdas não técnicas
para as demais. Cabe ressaltar que além da análise de eficiência comparativa das distribuidoras, a avaliação
também considera o desempenho passado da própria distribuidora, que pode servir de referencial regulatório
quando os níveis de perdas não técnicas tiverem crescido.
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
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93.
O ponto de partida para o referencial regulatório de perdas não técnicas é definido, regra geral,
pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e a média histórica dos últimos 4 anos civis alcançada
pela distribuidora, considerando eventuais ajustes e exceções previstas no Submódulo 2.6 do PRORET, se for
o caso. A meta para o final do ciclo, por sua vez, considera o desempenho de distribuidoras que atuem em
áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista do combate às perdas não técnicas, e que tenham
desempenho melhores. Caso a concessionária em processo de revisão possua patamares reais de perdas não
técnicas superiores aos considerados adequados pela ANEEL, o nível médio de perdas não técnicas das
empresas benchmarks passa a ser referencial para a definição da meta, que deve observar a velocidade
potencial de redução.
94.
A tabela a seguir sintetiza o cálculo das perdas não técnicas para a concessionária.
Tabela 13. Perdas Regulatórias
Cálculo do Ponto de Partida (Revisão Tarifária)
Perdas NãoTécnica (% BT)
Descrição
1. Meta 3º Ciclo (medido)
2. Mínimo Histórico (medido)
3. Diferença entre medido e faturado
4. Ponto de Partida (faturado) [mínimo (1;2) - 3]
12,28%
19,08%
1,85%
10,43%
Cálculo da Meta (Final do período tarifário)
Descrição
Empresa Benchmark
a. Perda Benchmark (PNT/BT)
b. Perda Bandeirante (PNT/BT)
c. Probabilidade de Comparação
d. Meta baseada em cada Benchmark (a) x (c) + [1-(c)] x (b)
e. Meta média dos Benchmarks
f. Ponto de Partida (PNT/BT)
g. Meta [mínimo (e);(f)]
h. PNT/BT Meta (faturado)
Modelo A
ESE
6,90%
17,76%
93,88%
7,56%
Modelo B
ESE
6,90%
17,76%
93,44%
7,61%
7,70%
12,28%
7,70%
Modelo C
ESE
6,90%
17,76%
90,56%
7,92%
5,85%
Trajetória
Descrição
Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta)
Velocidade de Redução (a.a)
Limite de Redução (a.a)
Referencial Regulatório PNT/BT
Referencial Regulatório PT/Einj
Ponto Partida
12,28%
10,43%
4,59%
2015
11,13%
-1,14%
-0,60%
9,83%
4,59%
2016
9,99%
-1,14%
-0,52%
9,31%
4,59%
2017
8,84%
-1,14%
-0,46%
8,85%
4,59%
2018
7,70%
-1,14%
-0,40%
8,45%
4,59%
95.
No caso da Bandeirante, propõe-se que seja adotada como ponto de partida a meta definida no
ciclo anterior, de 12,71% sobre o mercado de baixa tensão. Quanto à meta para o final do ciclo, propõe-se o
percentual de 8,35% de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão – já observado a velocidade de
redução – tendo em vista que para a Bandeirante foi identificada um referencial de perdas por benchmarking
(Energisa Sergipe) inferior ao ponto de partida da trajetória.
96.
tarifária.
A tabela a seguir apresenta o cálculo da energia requerida considerada no processo de revisão
Tabela 14. Energia Requerida
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Processo nº 48500.006203/2014-17
Descrição
DRA (MWh)
DRP (MWh)
Mercado Total
9.400.071
9.400.071
Fornecimento
9.354.870
9.354.870
45.202
45.202
5.771.621
5.771.621
138.529
138.529
1.600.464
1.497.522
220.674
215.051
Suprimento
Consumidores Livres
Consumidores RB
Perdas Totais
Perdas RB
Perdas na Distribuição
1.379.790
1.282.471
Perda Não Técnica
565.625
533.240
Perda Técnica
814.165
749.231
11.000.536
10.897.593
Energia Requerida
97.
A Energia Vendida representa toda energia faturada pela concessionária de seu mercado cativo,
consumo próprio e energia suprida a outras distribuidoras. As perdas na Rede Básica são apuradas em cada
processo tarifário com base nas medições dos últimos 12 meses das perdas apuradas na Rede Básica e nas
Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso compartilhada, contabilizadas pela Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.
III.4.1.3. Valoração da compra de energia
98.
O cálculo dos custos de aquisição de energia obedece aos critérios estabelecidos no contrato
de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº 10.848/2004 e o Decreto nº 5.163/2004.
99.
Também é considerado no cálculo o procedimento aprovado pelo Despacho nº 4.225, de
10/12/2013, que estabelece que o custo de aquisição de energia seja obtido pela multiplicação da energia
requerida, líquida da energia do PROINFA, pela tarifa média dos contratos de compra de energia vigentes na
data da revisão.
100.
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para a revenda, elaborou-se o Balanço
Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits de energia elétrica considerando o período de
referência em questão.
101.
As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e
a energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada disponível corresponde ao
somatório de CCEAR’s, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos Bilaterais, Geração Própria, cotas de energia
de Itaipu, do Proinfa, de Angra I e II, e das Usinas com Contratos Renovados, e Contratos de Suprimento .
102.
No cálculo do preço de repasse dos contratos de compra de energia foram adotados os seguintes
procedimentos:
a) Para valorar a energia referente aos CCEARs, foi utilizado o preço médio de repasse dos
contratos de compra de energia elétrica ponderado pelos respectivos volumes contratados para entrega nos 12
meses subsequentes;
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Processo nº 48500.006203/2014-17
b) Para os contratos de energia existente e de energia nova, modalidade quantidade, foi
utilizado o respectivo preço médio de fechamento de cada leilão, por produto, atualizado pela variação do IPCA
até o mês do aniversário contratual;
c) Especificamente para os leilões de energia na modalidade disponibilidade, considerou-se,
além da parcela fixa atualizada pelo IPCA, o valor da parcela variável calculada a partir das informações de
previsão de valores do CMO fornecidas pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração – SRG.
O mecanismo das bandeiras tarifárias, iniciado em janeiro de 2015 e cujo objetivo é a sinalização mensal ao
consumidor do custo de geração de energia elétrica, permite que as concessionárias obtenham uma
antecipação da receita necessária para cobrir os custos adicionais com geração térmica em condições
hidrológicas desfavoráveis. Para o cálculo do preço de repasse dos CCEARs por disponibilidade, foi levado em
conta o fato de que para patamares de CMO acima de 200,00 R$/MWh, as concessionárias obterão receita
adicional com o acionamento das bandeiras tarifárias. Portanto, os valores de CMO e PLD mensal utilizados
para obter a previsão do custo de geração da parcela variável dos CCEARs por disponibilidade foi limitado a
200 R$/MWh.
d) Todas as atualizações de preços dos contratos firmados após a Lei nº. 10.848/2004
observaram os dispositivos dos artigos 34 a 46 do Decreto n. 5.163/2004, com as alterações introduzidas pelo
Decreto nº 7.521/2011, que regulamentam os limites de repasse para os referidos contratos.
e) Para os contratos bilaterais (com terceiros e com parte relacionada – fornecedores que
pertencem ao mesmo grupo controlador da distribuidora) foram levadas em consideração as informações
prestadas pela Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de Mercado - SRM por meio do
Memorando nº 139/2015-SRM/ANEEL, de 02/06/2015, obedecida a data de reajuste prevista em cada contrato.
f) Para o cálculo da despesa com a aquisição de energia proveniente de Angra e Cotas das
Concessões Renovadas adotou-se o preço de repasse vigente, em R$/MWh, estabelecido pela ANEEL.
g) Excepcionalmente, para os montantes de energia provenientes das Usinas Hidrelétricas em
regime de alocação de cotas de garantia física de energia e potência, objeto do Leilão nº 12/2015-ANEEL a ser
realizado no dia 6 de novembro de 2015, nos termos da Lei nº 12.783/2013, com a redação dada pela Medida
Provisória nº 688/2015, visto que a partir de janeiro de 2016, em decorrência do referido Leilão, estarão vigentes
novos contratos e preços, adotou-se o preço de repasse vigente, de R$ 35,82 por MWh, somente para o volume
de energia a ser entregue até dezembro/2015. Em relação aos montantes de energia previstos para entrega a
partir de janeiro de 2016, apenas para fins de cobertura tarifária econômica, considerou-se o Preço-Teto
resultante das receitas estabelecidas no Edital referente a cada usina.
103.
A tabela a seguir resume o custo com compra de energia.
Tabela 15. Custo com Compra de Energia
Contratos
AMBIENTE REGULADO - CCEAR
Montante Contratado Montante Considerado
(MWh)
(MWh)
Tarifa
(R$/MWh)
Despesa
(R$)
5.733.619
5.083.964
196,88
1.000.926.806,30
8.147
7.223
165,08
1.192.468,27
12º LEE 2014 36M/ Nova regra
18.874
16.736
159,60
2.671.043,03
13º LEE 2014-05 DISP
12.689
11.251
277,66
3.124.009,25
13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE
32.461
28.783
292,94
8.431.630,59
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP
76.170
67.539
212,29
14.338.111,87
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra
99.303
88.051
201,00
17.698.266,26
4º LEE 2009-08
Contratos
Montante Contratado Montante Considerado
(MWh)
(MWh)
Tarifa
(R$/MWh)
Despesa
(R$)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Processo nº 48500.006203/2014-17
1º LEN A-3 2008-15 T
27.047
23.983
220,60
1º LEN - -PIE A-3 2008-15 T
-485
-430
220,60
1º LEN redução COCAL A-3 2008-15 T
-372
-330
220,60
(72.824,28)
3.825
3.392
184,34
625.291,67
17.047.204,42
1º LEN A-3 2008-30 H
5.290.566,49
(94.850,77)
2º LEN A-3 2009-15 T
80.183
71.098
239,77
2º LEN A-3 2009-30 H
156.113
138.425
215,20
29.788.561,97
4º LEN A-3 2010-15 T
977.484
866.729
239,13
207.259.722,15
20.344
18.039
219,30
3.956.030,18
235.499
208.816
124,20
25.934.643,03
6º LEN A-3 2011-15 T
12º LEN A-3 2014-20 OF/ Nova regra
12º LEN - MCSD (- MIII) A-3 2014-20 T
-64.347
-57.056
198,97
(11.352.320,90)
12º LEN (retirado MIII) A-3 2014-20 T
209.489
185.753
198,97
36.958.826,74
12º LEN - MCSD (MIII) A-3 2014-20 T
-6.391
-5.667
198,97
(1.127.592,95)
12º LEN (Maranhão III) A-3 2014-20 T
57.526
51.008
198,97
10.148.966,81
12º LEN A-3 2014-30 H/ Nova regra
105.298
93.367
124,09
11.585.848,09
1º LEN A-4 2009-15 T
143.441
127.188
221,25
28.140.283,47
1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T
-2.444
-2.167
221,25
1º LEN redução COCAL A-4 2009-15 T
-1.522
-1.350
221,25
1º LEN A-4 2009-30 H
11.241
9.967
196,98
(479.391,47)
(298.660,98)
1.963.284,39
01º LEN 2008-H30 - Retirada Porto Goés
-54
-48
198,29
(9.473,06)
01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés
-244
-217
198,29
(42.963,97)
1º LEN A-5 2010-15 T
308.075
273.168
219,47
59.952.737,58
1º LEN A-5 2010-30 H
317.725
281.725
198,29
55.862.512,62
-2.859
-2.535
198,29
3º LEN A-5 2011-15 T
189.642
168.154
230,39
3º LEN A-5 2011-30 H
201.694
178.841
203,57
36.407.070,92
5º LEN A-5 2012-15 T
486.017
430.949
250,09
107.775.876,07
5º LEN A-5 2012-30 H
224.775
199.307
208,92
41.639.446,26
7º LEN A-5 2013-15 T
299.682
265.727
277,19
73.655.558,57
1.955
1.734
151,16
262.093,53
10º LEN A-5 2015-30 H
87.638
77.708
139,74
10.858.957,04
11º LEN A-5 2015-30 H
254.174
225.374
92,04
20.743.671,23
1º LFA A-3 2010-15 OF
143.863
127.562
231,07
29.475.326,18
1º LFA A-3 2010-30 H
61.848
54.840
221,61
12.153.303,43
3º LFA BIO-2016/ Nova regra
21.445
19.015
205,61
3.909.761,64
Madeira Santo Antônio
13.659
12.111
126,18
1.528.203,91
Madeira Santo Antônio
87.404
77.501
126,18
9.778.949,46
273.051
242.112
126,18
30.549.360,96
01º LEN A-5 2010-30 H - Retirada Porto Goés
7º LEN A-5 2013-30 H (alt. pelo decreto 170/2013)
Estruturante Santo Antônio
Estruturante Santo Antônio - MCSD
(502.699,70)
38.741.352,78
7.858
6.967
126,18
879.126,84
287.526
254.948
110,98
28.294.259,56
Estruturante Jirau - MCSD
22.570
20.013
110,98
2.221.005,36
Estruturante Jirau - MCSD
11.680
10.356
110,98
1.149.365,79
Estruturante Belo Monte
4.644
4.118
110,01
453.024,80
Estruturante Belo Monte
230.277
204.186
110,01
22.461.861,14
Bilaterais
453.786
414.756
217,55
90.229.055,48
ENERPEIXE
321.768
293.875
219,29
64.444.491,38
ENERPEIXE (CEMAT)
119.662
109.596
217,88
23.878.933,54
12.356
11.285
168,87
1.905.630,56
6.072.493
5.411.260
153,60
831.180.615,59
60.340.668,53
Estruturante Jirau
INVESTCO
Energia Base
Cota Angra I/Angra II
419.837
372.266
162,09
Cotas Lei n º 12783/2013
3.089.455
2.739.401
35,82
98.125.326,55
Itaipu (tirando as perdas)
2.326.510
2.062.902
326,10
672.714.620,50
PROINFA
Total
236.691
236.691
12.259.897
10.909.980
176,20
1.922.336.477,37
III.4.2. Custos com Conexão e Uso dos Sistemas de Distribuição e/ou Transmissão (CT)
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Processo nº 48500.006203/2014-17
104.
Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição
da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT, Transporte de Itaipu e
Uso de Sistemas de Distribuição:
105.
Os Custos de Rede Básica referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de
distribuição às Transmissoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado com
o ONS, para acesso à rede de transmissão do sistema interligado. São calculados pelo ONS, com base nos
valores de demanda de potência multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL. Essa tarifa depende da
receita anual permitida para as concessionárias de transmissão (RAP) para cobrir os custos decorrentes da
atividade de transmissão. A ANEEL fixa a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) nas formas de
TUSTRB, relativa ao uso de instalações da Rede Básica, e TUSTFR, referente ao uso de instalações de
fronteira com a Rede Básica. As distribuidoras quotistas de Itaipu pagam também a parcela atribuída à geradora
Itaipu Binacional pelo Uso da Rede Básica (MUST Itaipu), de forma proporcional às suas quotas-partes.
106.
O Custo de Conexão refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais Instalações
de Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, para conexão às
instalações da rede básica de transmissão. Os valores desse custo são estabelecidos pela ANEEL e têm
reajuste anual concatenado com a data de reajuste das tarifas de fornecimento das distribuidoras de energia
elétrica.
107.
O Transporte da Energia Elétrica proveniente de Itaipu Binacional refere-se ao custo de
transmissão da quota parte de energia elétrica adquirida, pela concessionária, daquela geradora. A despesa
com transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu é o resultado da multiplicação do montante de demanda
de potência (MW) adquirida pela tarifa de transporte de Itaipu fixada pela ANEEL, em R$/MW.
108.
O Custo relativo ao Uso de Sistemas de Distribuição refere-se aos valores pagos pelas
concessionárias de distribuição a outras Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Distribuição
– CUSD celebrado entre as partes, para acesso à rede de distribuição daquelas. A despesa é calculada com
base nos valores de demanda de potência contratada multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL em
resolução da distribuidora acessada.
109.
Os valores dos custos relacionados à transmissão de energia a serem considerados nesta
revisão tarifária são detalhados na tabela a seguir:
Tabela 15: Custo de conexão e uso dos sistemas de distribuição/transmissão (CT)
Descrição
Rede Básica
Valor (R$)
143.712.848
Rede Básica Fronteira
30.338.765
Rede Básica ONS (A2)
348.052
MUST Itaipu
22.449.648
Transporte de Itaipu
10.639.367
Conexão
Total
7.433.602
214.922.282,05
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Processo nº 48500.006203/2014-17
III.4.3. Encargos Setoriais (ES)
110.
Os Encargos Setoriais são definidos em legislação própria, têm destinação específica e resultam
de políticas de Governo para o setor elétrico nacional. A ANEEL não tem competência para criar ou extinguir
encargos setoriais e os mesmos não representam ganhos de receita para a concessionária que recolhe os
valores e os repassa aos gestores dos recursos.
111.
A Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, criada pela Lei n.º 10.438/2002 e alterada
pela Lei 12.783/2013, tem a finalidade de prover recursos para: i) universalização; ii) subvenção à subclasse
residencial baixa renda; iii) Conta de Consumo de Combustíveis – CCC; iv) amortização de operações
financeiras vinculadas à reversão de ativos ao final das concessões; v) a competitividade da energia produzida
a partir de fonte eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral. As quotas da
CDE foram definidas originalmente com base nos valores da CCC dos Sistemas Interligados de 2001, cujos
valores foram reajustados anualmente, a partir de 2002, na proporção do crescimento de mercado de cada
agente, e em 2004 também pelo Índice de Preço ao Consumidor Amplo – IPCA (IBGE). A partir da Lei
12.783/2013, a sistemática fica alterada e as cotas passam a ser definidas em função dos recursos necessários
para atingir suas finalidades e das demais receitas relacionadas à CDE.
112.
A cobertura tarifária referente ao encargo CDE considerada nesta revisão tarifária incorpora os
seguintes valores:
a) quota anual da CDE – USO de 771.684.971,18, paga por todos os agentes que atendem
consumidores finais cativos e livres no Sistema Interligado Nacional - SIN, mediante encargo tarifário
incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão de energia elétrica. Essa quota
é destinada ao custeio dos objetivos da CDE, previstos em seu orçamento anual, definido pelo Poder
Executivo, conforme previsto nos §§ 2º e 3º do art. 13 da Lei nº 10.438, de 2002, com redação dada
pela Lei nº 12.783, de 2013.
b) quota anual CDE – ENERGIA (CONTA – ACR) de 238.500.967,48, paga por todos as
concessionárias de distribuição que atendem consumidores finais cativos no Sistema Interligado
Nacional - SIN, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas energia elétrica. Essa quota é destinada
à quitação das operações de crédito contratadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
– CCEE na gestão da Conta no Ambiente de Contratação Regulada – CONTA-ACR, em atendimento
ao Decreto nº 8.222, de 1º de abril de 2014, e nos termos na Resolução Normativa nº 612, de 16 de
abril de 2014. A CONTA-ACR tem como objetivo cobrir as despesas incorridas pelas concessionárias
de distribuição, relativas ao ano de 2014, em decorrência da exposição involuntária no mercado de
curto prazo e do despacho de usinas termelétricas vinculadas a Contratos de Comercialização de
Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR na modalidade por disponibilidade de energia
elétrica. O valor da quota anual CDE – ENERGIA (CONTA-ACR) deverá ser recolhido mensalmente à
CCEE, diretamente na CONTA-ACR, no período de competência de fevereiro de 2015 a janeiro de
2016, até o dia 12 do mês subsequente.
c) quota anual CDE – ENERGIA (DEC 7.895) de 99.637.514,56, paga por todos as
concessionárias de distribuição que atendem consumidores finais cativos no Sistema Interligado
Nacional - SIN, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas energia elétrica. Essa quota é destinada
à devolução dos recursos recebidos pelas concessionárias de distribuição, no período de janeiro de
2013 a fevereiro de 2014, para a cobertura de parcela dos custos com a exposição involuntária no
mercado de curto prazo, o risco hidrológico das usinas contratadas em regime de Cotas, e o despacho
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Processo nº 48500.006203/2014-17
de termoelétricas por razão de segurança energética, em atendimento aos Decretos 7.895/2013 e
Decreto 8.203/2014.
113.
A Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH foi criada pela
Lei n.º 7.990, de 28 de dezembro de 1989. O cálculo da CFURH baseia-se na geração efetiva das usinas
hidrelétricas, de acordo com a seguinte fórmula: CFURH = TAR x GH x 6,75%, em que TAR refere-se à Tarifa
Atualizada de Referência estabelecida anualmente pela ANEEL (em R$/MWh) e GH é o montante (em MWh)
da geração mensal da usina hidrelétrica, conforme determina a Resolução ANEEL nº 67/2001.
114.
A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE foi instituída pela Lei n.º
9.427, de 26 de dezembro de 1996, posteriormente alterada pela Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013. Esta
última reduziu o valor da TFSEE de 0,5% para 0,4% do benefício econômico anual auferido pela concessionária.
O valor anual da TFSEE é estabelecido pela ANEEL com a finalidade de constituir sua receita e destina-se à
cobertura do custeio de suas atividades.
115.
A Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, instituiu o Programa de Incentivo às Fontes
Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA, com o objetivo de aumentar a participação de fontes alternativas
renováveis na produção de energia elétrica (energia eólica, biomassa e pequena central hidrelétrica). O custeio
do PROINFA é estabelecido em conformidade com o Plano Anual do PROINFA – PAP, elaborado pela
ELETROBRÁS, conforme o disposto no art. 12 do Decreto no 5.025/2004, sendo suas quotas determinadas
em função do mercado relativo aos consumidores cativos, livres e autoprodutores (caso o consumo seja maior
que a geração própria) de cada distribuidora, conforme estabelece a Resolução Normativa ANEEL n° 127/2004.
116.
O Encargo de Serviços do Sistema – ESS, previsto no Decreto nº 5.163, de 30 de julho de
2004, representa um encargo destinado à cobertura dos custos dos serviços do sistema, inclusive os serviços
ancilares, prestados aos usuários do Sistema Interligado Nacional - SIN, que compreenderão, dentre outros: I
- custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito, por restrições de
transmissão dentro de cada submercado; II - a reserva de potência operativa, em MW, disponibilizada pelos
geradores para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; III - a reserva de
capacidade, em MVAr, disponibilizada pelos geradores, superior aos valores de referência estabelecidos para
cada gerador em Procedimentos de Rede do ONS, necessária para a operação do sistema de transmissão; e
IV - a operação dos geradores como compensadores síncronos, a regulação da tensão e os esquemas de corte
de geração e alívio de cargas.
117.
O Encargo de Energia de Reserva – EER, conforme previsto no Decreto nº 6.353, de 16 de
janeiro de 2008, representa todos os custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como
aquela destinada a aumentar a segurança no fornecimento de energia elétrica ao Sistema Interligado Nacional
- SIN, proveniente de usinas especialmente contratadas mediante leilões para este fim, incluindo os custos
administrativos, financeiros e tributários, que são rateados entre os usuários finais de energia elétrica do SIN.
118.
O encargo referente à Pesquisa e Desenvolvimento Energético (P&D) foi criado pela Lei nº.
9.991, de 24 de julho de 2000, que estabelece que as concessionárias e permissionárias de serviços públicos
de distribuição de energia elétrica ficam obrigadas a aplicar anualmente o montante de, no mínimo, 0,75% de
sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e, no mínimo, 0,25% em
programas de eficiência energética no uso final, conforme determinam a Resolução ANEEL nº 271/2000 e a
Resolução Normativa ANEEL nº 316/2008.
119.
As distribuidoras pagam mensalmente valores relativos ao custeio das atividades do Operador
Nacional do Sistema – ONS. Este tem como atividades a coordenação e o controle da operação dos sistemas
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Processo nº 48500.006203/2014-17
elétricos interligados e a administração e coordenação da prestação dos serviços de transmissão de energia
elétrica por parte das transmissoras aos usuários acessantes da rede básica.
120.
Os valores dos encargos setoriais considerados nesta revisão tarifária estão demonstrados na
tabela abaixo:
Tabela 16: Encargos Setoriais
Descrição
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
Valor (R$)
3.340.621
1.109.823.453
104.442.380
PROINFA
90.807.158
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
35.410.146
ONS
129.960
Total
1.343.953.719
III.5 FATOR X
121.
O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e despesas eficientes,
estabelecido no momento da revisão tarifária, se mantenha ao longo do ciclo tarifário. É empregado no cálculo
tarifário nos reajustes anuais quando o valor da Parcela B é corrigido pelo IGP-M menos o Fator X. Dessa
forma, quanto maior o Fator X menor é o reajuste tarifário anual.
122.
A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo do Fator X na revisão tarifária periódica busca
defini-lo a partir dos ganhos potenciais de produtividade, compatíveis com o nível de crescimento do mercado,
do número de unidades consumidoras e da qualidade do serviço, além de promover uma transição dos custos
operacionais eficientes.
123.
Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por três componentes, conforme a
formulação a seguir:
𝑭𝒂𝒕𝒐𝒓 𝑿 = 𝑷𝒅 + 𝑸 + 𝑻
(24)
onde:
𝑃𝑑 = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;
𝑄 = Qualidade do serviço; e
𝑇 = Trajetória de custos operacionais.
124.
Os componentes Pd e T são definidos “ex-ante”, ou seja, no momento da revisão tarifária. O
componente Q será especificado “ex-post”, ou seja, em cada reajuste tarifário posterior à atual revisão tarifária,
embora a metodologia para seu cálculo seja desde já conhecida.
III.5.1 Componente de Ganhos de Produtividade da Atividade de Distribuição – Pd
125.
O Componente Pd do Fator X consiste nos ganhos de produtividade das distribuidoras de
energia elétrica no período histórico analisado, e foi estimado a partir da variação observada, no curto prazo,
do mercado e das unidades consumidoras.
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Processo nº 48500.006203/2014-17
126.
O componente Pd a ser aplicado nos reajustes tarifários de cada concessionária é definido a
partir da produtividade média do setor de distribuição e do crescimento médio do mercado faturado e do número
de unidades consumidoras da concessionária entre a atual revisão tarifária e a do 3CRTP, conforme equação
a seguir:
̅̅̅̅̅̅̅̅̅) − 0,04 × (∆𝑈𝐶(𝑖) − ∆𝑈𝐶
̅̅̅̅̅̅ )
𝑃𝑑(𝑖) : = 𝑃𝑇𝐹 + 0,14 × (∆𝑀𝑊ℎ(𝑖) − ∆𝑀𝑊ℎ
(25)
onde:
PTF: Produtividade média do segmento de distribuição, de 1,53% a.a.;
∆MWh(i): Variação anual média de mercado da concessionária i, entre a revisão tarifária anterior e a
revisão tarifária em processamento;
̅̅̅̅̅̅̅̅̅: Variação anual média de mercado das distribuidoras, de 4,65% a.a.;
∆𝑀𝑊ℎ
∆UC(i): Variação anual média do número de unidades consumidoras faturadas da concessionária i,
entre a revisão tarifária anterior e a revisão tarifária em processamento; e
̅̅̅̅̅̅
∆𝑈𝐶 : Variação anual média do número de unidades consumidoras, de 3,39% a.a..
127.
O valor do componente Pd do Fator X a ser considerado nos reajustes subsequentes da
Bandeirante é de 1,14%.
III.5.2. Trajetória de Eficiência para os Custos Operacionais – T
128.
O Componente T do Fator X tem por objetivo estabelecer uma trajetória na definição dos
custos operacionais regulatórios. A metodologia de cálculo de custos operacionais, bem como o cálculo do
Componente T, são descritos na seção III.3.1 da presente Nota Técnica. O valor do componente T do Fator X
a ser considerado nos reajustes subsequentes da concessionária é de -0,23%.
III.5.3. Componente de Qualidade do Serviço – Q
129.
O Componente Q do Fator X tem por finalidade incentivar a melhoria da qualidade do serviço
prestado pelas distribuidoras ao longo do ciclo tarifário, alterando as tarifas de acordo com o comportamento
de indicadores de qualidade.
130.
Na aferição do nível de qualidade do serviço prestado, serão considerados indicadores dos
serviços técnicos e comerciais prestados por cada distribuidora. Seu cálculo leva em conta a variação de sete
indicadores e o atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL.
131.
abaixo:
As parcelas de qualidade técnica e comercial possuem pesos distintos, conforme equação
Q = 0,70. Q Técnico + 0,30. Q Comercial
(26)
132.
A parcela técnica do componente Q é calculada por meio dos indicadores DEC e FEC, enquanto
a parcela comercial é aferida por outros cinco indicadores, todos apresentados na tabela 16 a seguir1
Tabela 17. Indicadores técnicos e comerciais a serem considerados no Mecanismo de Incentivos
Considera-se, por simplicidade de apresentação, que o IASC é um componente de qualidade comercial, mesmo sabendo-se que a
satisfação mensurada por esse índice compreende todas as dimensões de qualidade.
1
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Processo nº 48500.006203/2014-17
Sigla
Indicador
Indicador
Definição
Padrões
Distribuidoras
Estabelecidos para
Regulamentação
Avaliadas
Atendimento
Comerciais
FER
IASC
INS
IAb
ICO
Frequência equivalente de
reclamações a cada mil unidades
consumidoras
Índice ANEEL de
Resultado de pesquisa de avaliação
Satisfação do
do grau de satisfação do consumidor
Consumidor
residencial com os serviços prestados
Indicador de Nível de
Relação das chamadas atendidas
Serviço do Atendimento pelas chamadas recebidas menos
Telefônico
abandonadas
Indicador de Abandono
Relação das chamadas
do Atendimento
abandonadas sobre recebidas menos
Telefônico
abandonadas
Indicador de Chamadas
Relação das chamadas ocupadas
Ocupadas do
sobre oferecidas
Atendimento Telefônico
Frequência Equivalente
de Reclamação
Valor máximo
definido para cada
Distribuidora
Todas
Valor mínimo de 70
Todas
Aquelas com
Valor maior ou igual
mais de 60 mil
a 85%
unidades
Aquelas com
Valor menor ou igual
mais de 60 mil
a 4%
unidades
Valor menor ou igual Aquelas com
a: 4% até 2014; 2% a mais de 60 mil
partir de 2015
unidades
REN nº 574/2012
Art. 188 da REN
nº 414/2010
Art. 188 da REN
nº 414/2010
Art. 188 da REN
nº 414/2010
Técnicos
DEC
FEC
Duração Equivalente de
Tempo que uma UC ficou sem
Interrupção por Unidade
energia elétrica para certo período
Consumidora
Freqüencia Equivalente Número de vezes que uma UC ficou
de Interrupção por
sem energia elétrica para certo
Unidade Consumidora
período
Valor máximo
definido para cada
Distribuidora
Valor máximo
definido para cada
Distribuidora
Todas
Módulo 8 do
PRODIST
Todas
Módulo 8 do
PRODIST
133.
Os sete indicadores que compõem as parcelas de qualidade técnica e comercial possuem seus
próprios pesos, que serão aplicados gradualmente até março de 2019. Após período de transição, a equação
do componente de qualidade será a seguinte:
Q = 0,50. Q DEC + 0,20. Q FEC + 0,10. Q FER + 0,10. Q IASC + 0,04. Q INS + 0,03. Q IAb + 0,03. Q ICO
(26)
134.
As distribuidoras com menos de 60 mil Unidades Consumidoras são avaliadas por quatro
indicadores. Como elas não possuem a obrigação de implantar Central de Teleatendimento – CTA, essas
concessionárias são dispensadas da observância dos limites para os indicadores INS, IAb e ICO. A equação,
após período de transição, passa a ser:
Q = 0,50. QDEC + 0,20. QFEC + 0,15. QFER + 0,15. QIASC
(27)
135.
Durante o período de transição, de abril de 2016 a março de 2019, os pesos dos indicadores de
qualidade comercial serão incrementados de forma gradativa. Conjuntamente, a amplitude dos valores de cada
indicador será elevada de +-1% para +-2%. O efeito conjunto desses dois processos de transição resulta nos
valores finais apresentados nas tabelas 17 e 18, a serem aplicados aos indicadores técnicos e comerciais nos
períodos considerados.
Tabela 18. Valores finais dos pesos para concessionárias com mais de 60 mil unidades consumidoras
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Processo nº 48500.006203/2014-17
Indicador
DEC
FEC
INS
ICO
IAb
FER
IASC
Total
Metodologia
3º CRTP
abr/15 a
mar/16
50%
50%
100%
Nova Metodologia
abr/16 a
mar/17
30%
30%
60%
abr/17 a
mar/18
37,5%
30,0%
0,75%
0,375%
0,375%
3,0%
3,0%
75%
abr/18 a
mar/19
45%
27%
1,8%
0,9%
0,9%
7,2%
7,2%
90%
abr/19 a
mar/20
50%
20%
4%
3%
3%
10%
10%
100%
Tabela 19. Valores finais dos pesos para concessionárias com menos de 60 mil unidades consumidoras
Indicador
DEC
FEC
FER
IASC
Total
Metodologia
3º CRTP
abr/15 a
mar/16
50%
50%
100%
Nova Metodologia
abr/16 a
mar/17
30%
30%
60%
abr/17 a
mar/18
37,5%
30,0%
3,75%
3,75%
75%
abr/18 a
mar/19
45%
27%
9%
9%
90%
abr/19 a
mar/20
50%
20%
15%
15%
100%
136.
Os modelos a serem aplicados para obtenção de cada parcela da qualidade depende da classe
que pertence cada concessionária. Com o objetivo de aplicar grau de incentivo na medida da qualidade
prestada, as concessionárias foram divididas entre as que atendem ao padrão e aquelas que não atendem ao
padrão estabelecido. Por sua vez, cada um desses dois grupos foi dividido em duas classes de distribuidoras:
a composta por 25% das melhores (ou piores) e a dos demais 75%. Há, portanto, quatro classes de
concessionárias de acordo com seu desempenho: 25% melhores do grupo que atende ao padrão (azul); 75%
restantes do grupo que atende ao padrão (verde); 25% piores do grupo que não atende ao padrão (vermelha);
e 75% restantes do grupo que não atende ao padrão (roxa).
137.
A divisão das classes é precedida pela separação das concessionárias em dois grupos pelo
critério de porte. Assim, concessionárias de maior porte terão seus desempenhos comparados entre si.
Igualmente para as concessionárias de menor porte. O critério para divisão dos dois grupos é estabelecido no
âmbito da avaliação anual do ranking de continuidade dos serviços, que deve incorporar também a divulgação
dos indicadores comerciais.
138.
O Anexo II do Submódulo 2.5 do PRORET mostra os modelos a serem aplicados para obtenção
de cada parcela da qualidade. O Componente Q será aplicado a partir dos reajustes tarifários do ano de 2016.
III.6 COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS
139.
O valor da tarifa de fornecimento de energia elétrica encerra um conceito de custo econômico.
Entretanto, foram criados na legislação diversos componentes tarifários financeiros que não fazem parte da
base tarifária, ou seja, não integram a tarifa econômica, pois se referem a valores a serem pagos pelos
consumidores em cada período de 12 meses subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias.
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Processo nº 48500.006203/2014-17
i) Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA, para
compensar os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme
disposto na Portaria Interministerial n° 025, de 24 de janeiro de 2002, dos Ministros de Estado de Minas e Energia
e da Fazenda, que resultou em R$ 934.528.287,71. Tabela abaixo indica os valores calculados para cada item
da CVA.
Tabela 19. Valores apurados das CVA´s
Delta
(R$)
Descrição
CVA CDE
CVA CDE Energia
CVA Rede Básica
5° Dia Útil Anterior
(R$)
12 Meses
Subseqüentes
(R$)
431.645.970,83
450.606.532,84
483.743.986,55
49.818.757,50
51.913.495,81
55.731.196,93
24.286.893,75
27.074.802,83
29.065.874,78
CVA Compra Energia
383.618.950,29
414.626.286,80
445.117.806,69
CVA Transporte Itaipu
2.517.839,92
2.679.409,96
2.876.452,88
2.473.054,46 -
2.632.500,06 -
2.826.093,23
CVA Proinfa
-
CVA ESS/ERR
-
Total
65.715.657,32 823.699.700,51
73.756.880,55 870.511.147,63
79.180.936,87
934.528.287,71
ii) Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da
Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, verifica-se se o Saldo da CVA em Processamento considerado no
processo tarifário de 2014 foi efetivamente compensado, levando-se em conta as variações ocorridas entre o
mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo tarifário e o mercado verificado nos 12
meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa de juros SELIC
verificada. Apurou-se um valor de R$ 21.756.571,97.
iii) Neutralidade dos Encargos Setoriais. Em conformidade com a redação dada à
Subcláusula Décima - Oitava do Quarto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, procedeu-se ao cálculo das
diferenças mensais apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais faturados no período de
referência e os respectivos valores contemplados no reajuste anterior. O total das diferenças, atualizadas pela
SELIC para julho de 2015, totalizou o valor de R$ 10.314.600,01.
iv) Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR). Está sendo
considerado no atual cálculo tarifário os pagamentos efetuados para constituir garantias financeiras na
contratação dos CCEAR, totalizando o valor de R$ 714.863,96.
v) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Conforme a REN nº
255/2007, com redação alterada pelas REN nº 305/2008 e nº 609/2014, será calculado, com base nos dados
fornecidos pela CCEE referentes ao ano de 2014 os valores da sobrecontratação/exposição involuntária. O valor
totalizado foi de - R$ 27.675.270,85.
vi) Exposição a Diferenças de Preços entre Submercados. Conforme dispõe o artigo 28 do
Decreto nº 5.163/2004, as regras de comercialização preveem mecanismos específicos para o rateio dos riscos
financeiros decorrentes de diferenças de preços entre submercados, eventualmente impostos aos agentes de
distribuição que celebrarem os CCEARs na modalidade de quantidade de energia. A SGT apurou, com base
nos relatórios da CCEE, o valor da exposição líquida, atualizado pelo IPCA, referente ao período de janeiro a
dezembro de 2014. O valor totalizado foi de R$ 10.743.782,56.
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Processo nº 48500.006203/2014-17
vii) Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR). Está sendo
considerado no atual cálculo tarifário os pagamentos efetuados para constituir garantias financeiras na
contratação dos CCEAR, totalizando o valor de R$ 714.863,96, conforme valores fiscalizados pela
Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF.
viii) Diferencial Eletronuclear. É a diferença2 entre a tarifa praticada e a de referência entre
Furnas e Eletronuclear, conforme determina a Lei nº 12.111/2009. Neste reajuste, está sendo considerado o
valor relativo às parcelas mensais de abril de 2015 a março de 2016, com ajuste de abril de 2014 a março de
2015, que totaliza R$ 1.315.677,24.
ix) Reversão do financeiro RTE 2015. A Resolução Homologatória nº 1.858, de 27 de
fevereiro de 2015 homologou os resultados da revisão tarifária extraordinária das Concessionárias de
Distribuição de Energia Elétrica, motivada pelo descasamento entre custos e receitas no setor de distribuição de
energia elétrica, em decorrência da elevação dos gastos com aquisição de energia e da definição das novas
quotas de CDE. Audiência Pública nº 7/2015 foi instaurada com vistas a colher subsídios e informações
adicionais para o aprimoramento da proposta de metodologia simplificada a ser aplicada na Revisão Tarifária
Extraordinária – RTE de cada distribuidora.
Conforme Nota Técnica nº 35/2015, que apresentou análise dos pedidos de RTE e definição
da metodologia final de cálculo, no âmbito da Audiência Pública nº 7/2015, as variações de receita requerida
decorrentes das alterações de custo foram apropriadas como componentes financeiros específicos e
transitórios na tarifa de energia ou na tarifa de uso. A adoção desses adicionais na forma de componentes
financeiros possibilitaria a identificação da receita faturada com esses itens, bem como simplificaria o cálculo
da RTE.
Em vista disso, as tarifas econômicas a serem consideradas nos reajustes tarifários
subsequentes à RTE serão as mesmas do reajuste (ou revisão) tarifário anterior. A RTE, portanto, não afeta os
cálculos de CVA, Sobrecontratação, Neutralidade de Encargos Setoriais e Parcela B, os quais seguem a
metodologia usual.
Como a apuração da CVACompra de Energia e CVACDE continua levando em conta a cobertura
econômica estabelecida no último processo tarifário ordinário, se faz necessária a reversão da receita faturada
com os componentes financeiros definidos na RTE, para os períodos de competência cujos pagamentos
estejam nas respectivas CVAs.
Dessa forma, para o presente processo tarifário, está sendo revertido o valor negativo de
R$ 388.935.836,98 referente à receita faturada dos componentes financeiros de CDE, para a competência
março/15 a agosto/15, e o valor negativo de -0,54%, referente à receita faturada dos componentes financeiros
de Energia, referente à março/15 a julho/15, ambos atualizados pela SELIC.
A reversão do valor restante, abrangendo a receita faturada no período entre 01 de junho de
2015 a 26 de agosto de 2015, para o componente financeiro de compra de energia, e entre 01 de julho de 2015
a 26 de agosto de 2015, para o componente financeiro de CDE, será efetuada no próximo processo tarifário da
concessionária, em 2016, juntamente com a apuração das CVAs desses períodos.
x) Conselho de Consumidores. Conforme dispõe o art. 18, §4º e §6º da Resolução
Normativa 451/2011, os valores disponibilizados aos Conselhos de Consumidores devem ser levados em
consideração na definição da Parcela B da receita da distribuidora e eventual saldo remanescente deverá ser
A diferença apurada foi rateada entre as concessionárias que adquiriram o CCEAR 2005 - 1º Leilão e seu valor será repassado
mensalmente pelas distribuidoras à Eletronuclear nos anos de 2013 a 2015, conforme parcelas homologadas pela Resolução
Homologatória 1.585/2013.
2
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Processo nº 48500.006203/2014-17
revertido à modicidade tarifária subsequente. Portanto, está sendo considerado o valor total de
R$ 273.766,34, atualizado por IGP-M.
-
xi) Ajuste Liminar Abrace. Os associados da Associação Brasileira de Grandes
Consumidores de Industriais de Energia Elétrica – ABRACE tiveram decisão liminar favorável no Processo
Judicial nº 26648-39.2015.4.01.3400 para suspender o pagamento da parte controversa do encargo tarifário
CDE, bem como alterar a forma de rateio dos valores remanescentes da quota, de forma proporcional ao uso
dos sistemas de distribuição e transmissão.
A Diretoria da ANEEL proferiu decisão em cumprimento à liminar por meio do Despacho nº
3.312/2015 e da Resolução Homologatória nº 1.967/2015, ambos de 24 de setembro de 2015, data da 12ª
Reunião Pública Extraordinária, realizada após a análise das contribuições recebidas no âmbito da Audiência
Pública nº 57/2015. As tarifas homologadas pela REH nº 1.967/2015 tiveram vigência a partir de 3 de julho de
2015. No mesmo ato foi publicada a relação de consumidores alcançados pela liminar para cada distribuidora
e também das unidades consumidoras que percebem o pagamento da TUST.
Os consumidores deveriam comprovar à respectiva distribuidora acessada que é parte afetada
na Ação Ordinária do Processo Judicial por meio de documentos que vinculem a unidade consumidora à
ABRACE. Assim, nos processos tarifários deliberados após a REH nº 1.967/2015, faz-se necessário a
realização de procedimento extraordinário de cálculo para dar cumprimento à decisão, conforme descrito a
seguir:
a) O ítem III.2.1 da Nota Técnica nº 255/2015-SGT/ANEEL, disponibilizada junto à REH nº
1.967/2015 detalha a metodologia de cálculo da componente tarifária TUSD-CDE para os associados da
ABRACE;
b) Serão publicadas tarifas específicas para os Associados da ABRACE, para os dois
ambientes de contratação (LIVRE e CATIVO) e para as modalidades tarifárias aplicáveis a cada subgrupo
tarifário de acordo com o mercado fornecido pela distribuidora;
c) A distribuidora encaminhou dados complementares no SAMP[2] detalhando o mercado de
consumo (MWh) para o período de referência do processo tarifário, associando-o aos consumidores ABRACE.
As orientações foram fornecidas à distribuidora pelo Ofício-Circular nº 27/2015-SGT/ANEEL, de 07 de outubro
de 2015;
d) De acordo com a decisão proferida pela Diretoria, como não foi alterada a obrigação de
recolhimento da quota da CDE definida pela REH nº 1.809/2015, a distribuidora fará jus a um reconhecimento
financeiro da diferença entre a tarifa de equilíbrio apurada no último processo tarifário e a nova tarifa aprovada
pela REH nº 1.967/2015, considerando o mercado faturado nos termos do art. 4º da REH nº 1.967/2015. No
presente caso o valor apurado em relação ao período de 03/07/2015 a 22/10/2015 foi de
R$
15.703.298,81.
e) Este financeiro deverá ser alocado apenas para os demais consumidores da distribuidora e
não deverá incidir sobre os associados da ABRACE;
f) Por outro lado, uma vez que serão publicadas novas tarifas diferenciadas para os
associados da ABRACE, com base no mercado encaminhado pela distribuidora, a diferença de receita entre a
tarifa calculada conforme estabelece o PRORET e a tarifa diferenciada da ABRACE, será apurada como um
componente financeiro e alocada para os demais consumidores. Desta forma, garante-se a cobertura tarifária
devida para a distribuidora conforme sua obrigação de recolhimento da quota CDE; não se alteram as tarifas
econômicas e; aloca-se, nos termos da decisão proferida, a diferença para os demais consumidores da
distribuidora. Trata-se, portanto, de um componente financeiro de soma zero que terá mero efeito alocativo no
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Processo nº 48500.006203/2014-17
procedimento de abertura das tarifas, diferenciando os consumidores ABRACE dos demais consumidores. Este
cálculo será operacionalizado por meio da planilha PCAT.xls;
g) Na apuração da subvenção da CDE para cobertura dos subsídios tarifários concedidos nos
termos do Decreto 7.891/2013, será destacado na tabela que discrimina a apuração por tipo de subsídio, a
correção necessária dos valores devido à diferença das tarifas aplicadas aos consumidores ABRACE. Trata-se
apenas de um critério adotado para apuração dos valores, evitando-se alterar a estrutura de apuração dos
subsídios por tipo (rural, irrigante, etc).
xii) Recurso IRT 2014. Está sendo considerado no atual processo tarifário componente
financeiro no total de R$ 274.222,70, atualizado para outubro de 2015, referente ao provimento do recurso
interposto pela Bandeirante contra o reajuste de 2014, que alterou o cálculo da estimativa de encargo de uso de
Rede Básica considerando as alterações de MUST conforme Nota Técnica nº 307/2014-SRT/ANEEL.
xiii) Custo de implantação do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico —
MCPSE. A Resolução Normativa n.º 367, de 2 de junho de 2009, aprovou o MCPSE, a ser utilizado por
concessionárias, permissionárias e autorizadas de energia elétrica, cujos bens e instalações, nos termos da
legislação vigente, são passíveis de reversão à União. O art. 3.º dessa resolução determina que os custos de
implementação do Manual devem ser considerados regulatoriamente no âmbito da revisão tarifária periódica.
Assim, está sendo considerado componente financeiro no valor de R$ 10.132.155,59, não contemplado na
revisão tarifária de 2011 da Bandeirante, por estes gastos adicionais serem executados após a deliberação do
referido processo. Ressalta-se que o valor a ser repassado foi fiscalizado pela Superintendência de Fiscalização
Econômica e Financeira. - SFF.
xiv) Penalidade de Subcontratação/Sobrecontratação no Suprimento. Está sendo
considerado no atual processo tarifário componente financeiro no total de - R$ 8.067,82, atualizado para outubro
de 2015, referente ao faturamento de energia, das permissionárias supridas pela Bandeirante, fora da faixa de
tolerância (90% a 110% dos montantes contratados), cujo montante deve ser reduzido da receita requerida da
distribuidora, conforme determina o item 6 do Submódulo 11.1 dos Procedimentos de Regulação Tarifária –
PRORET.
Resumo dos Componentes Financeiros
140.
A tabela seguinte consolida os valores considerados como componentes financeiros.
Tabela 21. Componentes Financeiros
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
457.468.153,37
14,27%
CVA em Processamento - Energia comprada
445.117.806,69
13,89%
CVA em Processamento - Transmissão
31.942.327,65
1,00%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
21.756.571,97
0,68%
Neutralidade dos Encargos
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
Exposição Diferença Preços entre Submercados
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
10.314.600,01
0,32%
(27.675.270,85)
-0,86%
10.743.782,56
0,34%
714.863,96
0,02%
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Processo nº 48500.006203/2014-17
COMPONENTES FINANCEIROS
Financeiro de Reversão RTE - Energia
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
Ajuste Financeiro ref. recálculo Reajuste/Revisão ano anterior
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
Conselho de Consumidores
Penalidade de Subrecontração/Ultrapassem no Suprimento
Ajuste Liminar Abrace
Total
Valor (R$)
Participação
(17.326.634,15)
-0,54%
(339.712.160,28)
-10,60%
(49.223.676,70)
-1,54%
274.222,70
0,01%
10.132.155,59
0,32%
1.315.677,24
0,04%
(273.766,34)
-0,01%
(8.067,82)
0,00%
16.671.591,74
0,52%
572.232.177,35
17,85%
141.
Os componentes financeiros mais expressivos considerados foram: CVA Energia
Sobrecontratação e Exposição de energia e o Financeiro de Reversão da RTE ( Energia, CDE_USO e CDE_
Energia).
142.
O componente financeiro mais expressivo foi a CVA energia, com impacto de 13,89%. Esse
efeito já leva em consideração os repasses recebidos pela concessionária relativos às Bandeiras Tarifárias e à
Conta – ACR.
143.
A principal modalidade contratual que impactou o saldo da CVA energia foi a de ITAIPU, com
impacto de 6,49%, devido à alta do dólar ocorrida no período, aliada a nova tarifa de repasse de ITAIPU,
estabelecida pela Resolução Homologatória nº 1.836, de 9/12/2014, e cobrada a partir de janeiro/2015.
Destaca-se ainda o efeito dos CCEAR por disponibilidade com efeito de 4,56%. Por sua vez, a receita
repassada da Conta Bandeiras e da Conta-ACR contribuiu para que o efeito da CVA energia não sofresse um
aumento adicional de 6,66%.
144.
Em relação ao componente de CVA Encargos, com efeito de 14,27%, é preciso levar em
consideração que esse cálculo não leva em conta o aumento de cobertura tarifária das cotas de CDE Uso no
momento da RTE (março/2015). Para se considerar tal efeito, o componente CVA Encargos deve ser analisado
simultaneamente com os componentes Financeiros de Reversão da RTE (CDE Uso e CDE Energia), o que
resulta em uma participação agregada de 2,13%.
Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT
145.
Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente conforme previsão
das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos preços de liquidação no
mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia elétrica conectados ao Sistema
Interligado Nacional – SIN.
146.
Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras são
revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras, a qual foi criada
pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do PRORET.
147.
Uma vez arrecadados na Conta Bandeiras, os recursos são repassados às distribuidoras,
considerando os custos efetivamente realizados de geração por fonte termelétrica e de exposição aos preços
de liquidação no mercado de curto prazo e a respectiva cobertura tarifária vigente.
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Processo nº 48500.006203/2014-17
148.
Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, a receita
decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha e os repasses da Conta
Bandeiras para o período de competência de janeiro a junho de 2015 foram considerados na apuração da CVA
Energia e CVA ESS da concessionária.
149.
Na tabela abaixo são apresentados os valores que foram repassados à Bandeirante e,
consequentemente, descontados dos valores apurados da CVA Energia e ESS.
Tabela 22. Valores de repasse da conta CCBRT (R$)
Competência
CVA Energia
CVA ESS
jan-15
fev-15
mar-15
5.188.741,42
8.191.281,85
14.331.780,42
0,00
0,00
0,00
abr-15
mai-15
jun-15
32.967.624,52
20.577.357,45
34.713.058,59
0,00
0,00
0,00
Total
115.969.844,25
0,00
Subvenção CDE – Descontos Tarifários
150.
Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o Decreto nº
7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas
aplicáveis aos: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário
especial; serviço público de água esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500
GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e; serviço público de irrigação.
151.
Conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, a Centrais Elétricas Brasileiras S. A. – Eletrobras
– deve repassar o montante mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os referidos
descontos tarifários retirados da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos subsídios a serem
repassados, a SGT utilizou o mercado considerado no período de referência deste processo tarifário.
152.
Sendo assim, a tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás a
distribuidora no período de competência de outubro/2015 a setembro/2016, até o 10º dia útil do mês
subsequente. Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os
realizados no período de outubro/2014 a setembro/2015.
Tabela 23. Valores dos subsídios que serão repassados pela Eletrobrás
TIPO
Ajuste (R$)
Previsão (R$)
Valor Mensal (R$)
Subsídio Carga Fonte Incentivada
67.121,54
1.909.305,19
1.976.426,72
Subsídio Geração Fonte Incentivada
10.840,47
27.404,36
38.244,84
Subsídio Distribuição
-
227.656,16
690.005,84
462.349,68
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
-
126.445,31
1.660.246,61
1.533.801,30
Subsídio Rural
-
35.743,28
944.426,47
908.683,19
Subsídio Irrigante/Aquicultor
-
2.973,58
4.554,72
1.581,14
-
314.856,32
5.235.943,19
4.921.086,86
Total
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Processo nº 48500.006203/2014-17
III.7. RESULTADO DA REVISÃO
153.
A Revisão Tarifária da Bandeirante conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos
consumidores de 16,14% sendo de 17,09%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de
15,37%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
154.
O efeito médio nas tarifas de 16,14% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos de
Parcela A e B, que contribui para o efeito médio em 5,95%, ao se ter como base de comparação, além dos
custos de Parcela A e B atualmente contidos nas tarifas, os custos que foram acrescidos na RTE mediante
componente financeiro; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário para
compensação nos 12 meses subsequentes, com efeito de 17,86%; e (iii) da retirada dos componentes
financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a data do reajuste em processamento,
que contribuíram para a um efeito de -7,66% no atual processo tarifário da Bandeirante.
155.
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 16,14%,
representa a conjugação dos três movimentos tarifários acima explicitados [16,14%= + (5,95%) + (17,85%) +(
-7,66%)].
156.
A Tabela 23 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio, com a variação entre
o cálculo da RTE de 2015 e a revisão de 2015; a participação percentual dos itens de custos da Parcela A e da
Parcela B na composição da revisão ajustada pelos custos acrescidos na RTE; a distribuição da receita para
cobrir os custos da Parcela A e da Parcela B; a contribuição de cada componente financeiro, para formar o
índice de reajuste final, e a da retirada dos componentes tarifários considerados no último processo.
Tabela 24. Resumo da Revisão
Descrição
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
Encargos Setoriais
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
ONS
Custos de Transmissão
Rede Básica
Rede Básica Fronteira
Rede Básica ONS (A2)
MUST Itaipu
Transporte de Itaipu
Conexão
Custos de Aquisição de Energia
PARCELA B
Custos Operacionais
Anuidades
Remuneração
Depreciação
Receitas Irrecuperáveis
Outras Receitas
Ajuste Investimentos 2CRTP
RT considerando a varição tarifária da RTE
Receita
Verificada (R$)
3.208.578.181
942.318.489
4.626.046
732.797.372
97.100.546
66.547.834
41.129.199
117.492
256.559.579
196.926.973
24.081.548
246.035
20.030.225
8.516.963
6.757.835
2.009.700.113
821.184.479
409.370.615
45.627.364
228.337.100
153.490.135
29.301.879
(29.284.596)
(15.658.018)
4.029.762.659
Receita
Requerida (R$)
3.478.517.795
1.253.146.560
3.340.621
771.684.971
99.637.515
238.500.967
104.442.380
35.410.146
129.960
214.922.282
143.712.848
30.338.765
348.052
22.449.648
10.639.367
7.433.602
2.010.448.953
790.961.934
407.890.701
40.774.558
213.710.616
133.230.179
27.173.056
(31.817.176)
4.269.479.729
Variação
8,4%
33,0%
-27,8%
5,3%
2,6%
0,0%
56,9%
-13,9%
10,6%
-16,2%
-27,0%
26,0%
41,5%
12,1%
24,9%
10,0%
0,04%
-3,7%
-0,4%
-10,6%
-6,4%
-13,2%
-7,3%
8,6%
Participação Participação
na Revisão
na Receita
6,70%
7,71%
-0,03%
0,97%
0,06%
5,92%
0,94%
-0,14%
0,00%
-1,03%
-1,32%
0,16%
0,00%
0,06%
0,05%
0,02%
0,02%
-0,75%
-0,04%
-0,12%
-0,36%
-0,50%
-0,05%
-0,06%
0,39%
5,95%
81,47%
29,35%
0,08%
18,07%
2,33%
5,59%
2,45%
0,83%
0,00%
5,03%
3,37%
0,71%
0,01%
0,53%
0,25%
0,17%
47,09%
18,53%
9,55%
0,96%
5,01%
3,12%
0,64%
-0,75%
0,00%
________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
Processo nº 48500.006203/2014-17
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
CVA em Processamento - Energia comprada
CVA em Processamento - Transmissão
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
Neutralidade dos Encargos
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
Exposição Diferença Preços entre Submercados
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
Financeiro de Reversão RTE - Energia
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
Ajuste Financeiro ref. recálculo Reajuste/Revisão ano anterior
Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
Conselho de Consumidores
Penalidade de Subrecontração/Ultrapassem no Suprimento
Ajuste Liminar Abrace
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores
457.468.153
445.117.807
31.942.328
21.756.572
10.314.600
(27.675.271)
10.743.783
714.864
(17.326.634)
(339.712.160)
(49.223.677)
274.223
10.132.156
1.315.677
(273.766)
(8.068)
16.671.592
17,85%
14,27%
13,89%
1,00%
0,68%
0,32%
-0,86%
0,34%
0,02%
-0,54%
-10,60%
-1,54%
0,01%
0,32%
0,04%
-0,01%
0,00%
0,52%
-7,66%
16,14%
IV. CONCLUSÃO
157.
O reposicionamento tarifário da Bandeirante é de 5,95%, considerando o efeito da RTE, sendo
o efeito médio percebido pelo consumidor de 16,14%. O efeito consolidado por nível de tensão pode ser
observado na tabela a seguir.
Tabela 25. Efeito médio ao consumidor
Grupo de Consumo
Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
17,09%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
15,37%
Efeito Médio AT+BT
MARCELO HLEBETZ DE SOUZA
Especialista em Regulação – SGT
16,14%
THIAGO ROBERTO MAGALHÃES VELOSO
Especialista em Regulação - SGT
De acordo
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
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Processo nº 48500.006203/2014-17

Nota Técnica Principal

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